RU2713553C1 - Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения - Google Patents
Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713553C1 RU2713553C1 RU2019117670A RU2019117670A RU2713553C1 RU 2713553 C1 RU2713553 C1 RU 2713553C1 RU 2019117670 A RU2019117670 A RU 2019117670A RU 2019117670 A RU2019117670 A RU 2019117670A RU 2713553 C1 RU2713553 C1 RU 2713553C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- condensate
- production
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 abstract description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 241000798734 Archaeorhizomycetes Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000013139 quantization Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи благодаря оперативной оптимизации технологического режима эксплуатации каждой скважины индивидуально. Технический результат заключается в максимизации текущего выхода конденсата и потенциально возможного конечного коэффициента его извлечения на основе оперативного регулирования процесса разработки залежи с индивидуальным подходом к управлению режимом работы каждой скважины и назначению проведения исследования скважин по состоянию залежи. Регулирование осуществляется с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированной с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), включающим геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин. Технический результат достигается благодаря тому, что проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. Осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции. Полученные рассчитанные характеристики вводят в базу данных (БД) АСУ ТП. Далее АСУ ТП совместно с ПКГИ, используя технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины. Далее с заданным шагом дискретизации система последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу. При этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений. На основе этих данных система и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции». 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи путем оперативной индивидуальной оптимизации технологического режима работы каждой газоконденсатной скважины в условиях изменяющихся параметров эксплуатации объекта разработки.
Известен способ повышения коэффициента конденсатоотдачи месторождения путем оптимизации технологического режима эксплуатации газоконденсатных скважин [см. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499, стр. 459-462], включающий определение основных технологических ограничений на работу скважин:
- наличие подошвенной воды;
- многопластовость с существованием или отсутствием гидродинамической связи между пластами;
- наличие коррозионно-активных компонентов;
- близость контурных вод;
- возможность и пределы устойчивости пластов к разрушению;
- коллекторские свойства пластов;
- пластовое давление и температуру;
- температуру окружающей ствол скважины среды;
- количество жидких компонентов в газе;
- свойства газа и жидких компонентов.
С учетом указанных ограничений осуществляют выбор для каждой скважины одного из четырех видов технологического режима:
- режим постоянного градиента на забое скважины для рыхлых склонных к разрушению коллекторов;
- режим постоянной депрессии на пласт в случае наличия подошвенной и краевой вод, деформации пласта, образования газовых гидратов;
- режим постоянного забойного давления в случае, когда дальнейшее снижение пластового давления нежелательно вследствие выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений;
- режим постоянной скорости фильтрации на забое, используемый в качестве условия для выноса песка.
Существенным недостатком способа является отсутствие оптимизации распределения отборов по фонду скважин с учетом взаимовлияния скважин через пластовую систему и систему сбора газа.
Наиболее близким к заявляемому решению является способ повышения коэффициента конденсатоотдачи месторождения путем оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин [см. патент РФ 2607326, опубл. 10.01.2017]. Способ включает: автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированную с программным комплексом, имеющем модели пластовой системы, скважин и системы внутрипромыслового сбора газа, модуль адаптации моделей по фактическим данным эксплуатации, считываемым с серверов АСУ ТП, численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин, с помощью которого АСУ ТП периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями, и в случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса, и, используя его, методом итераций АСУ ТП путем формирования уставок ручного регулирования или с использованием средств телемеханики приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы и обеспечивается выполнение заданных целевых условий.
Существенным недостатком известного способа является наличие оптимизационного решения по добыче конденсата только для заданной величины отборов газа на промысле, что исключает возможности по повышению эффективность извлечения конденсата за счет вариации уровней отборов газа индивидуально по каждой скважине и изменения технологических параметров работы системы подготовки продукции.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является минимизация количества конденсата, теряемого в пласте из-за перехода углеводородов (УВ) фракции С5+ (пентановых и выше) из газовой в жидкую фазу при снижении пластового давления в процессе эксплуатации месторождения, повышение технологической эффективности по извлечению газового конденсата из добываемого флюида. Это особенно актуально при разработке газоконденсатных залежей Севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское газоконденсатные месторождения), поскольку их начальное пластовое давление практически равно давлению начала конденсации и любое его снижение приводит к переходу смеси в двухфазное парожидкостное состояние.
Цель изобретения - достижение максимального текущего выхода конденсата и конечного потенциально возможного коэффициента его извлечения на основе динамического регулирования процесса разработки залежей с индивидуальным подходом к оперативному назначению режима эксплуатации каждой скважины.
Технический результат достигается благодаря тому, что АСУ ТП промысла интегрируют с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), который включает геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм расчета технологического режима работы каждой скважины. Далее регулярно проводят специальные исследование скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. На основе полученных результатов осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции. Полученные рассчитанные характеристики вводят в базу данных (БД) АСУ ТП. Далее АСУ ТП совместно с ПКГИ, используя технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины. Далее, с заданным шагом дискретизации, система последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу. При этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений. На основе этих данных система и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции».
Полученные зависимости величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа и зависимости величины удельного содержания конденсата в добываемом газе для скважин и эксплуатационных объектов сохраняют в БД системы АСУ ТП. На основе этих данных АСУ ТП совместно с ПКГИ, проводит оценку достоверности определения содержания газового конденсата индивидуально по каждой скважине и сообщает оператору о необходимости проведения очередных или внеплановых исследований конкретных скважин для оперативной корректировки параметров эксплуатации системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и параметров эксплуатации залежи по ее фактическому состоянию.
Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения реализуют следующим образом.
С заданной последовательностью и/или по текущему состоянию залежи и скважин, проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. Результаты этих исследований загружают в БД АСУ ТП. Далее по этим данным АСУ ТП с ПКГИ совместно выбирает индивидуальные параметры эксплуатации для каждой скважины.
Эти параметры гарантируют стабильную работу систем сбора и подготовки продукции промысла, обеспечивая потенциально возможный (в данных условиях) максимальный коэффициент извлечения конденсата при минимальных финансовых затратах.
Для этого в БД системы АСУ ТП вводят следующую информацию:
- продуктивные возможности пластов-коллекторов;
- пропускную способность промыслового оборудования;
- режим работы скважин.
Учитывая указанные ограничения, АСУ ТП, получая необходимую информацию от ПКГИ, периодически, с заданным шагом дискретизации, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит измерение контролируемых параметров функционирования промысла и осуществляет проверку их совпадения с их же расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их же расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия средствами телемеханики для кустов скважин на соответствующие скважины с индивидуальным подходом к назначению режима работы для каждой из них. Одновременно с этим происходит запуск ПКГИ, используя который АСУ ТП методом итераций приводит соответствующие скважины с помощью систем телемеханики в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации уложится в допустимые технологическими ограничениями пределы.
Параллельно АСУ ТП совместно с ПКГИ проводят периодические оценки совпадения фактических показателей эксплуатации скважин с расчетными показателями, для определения корректности исходных данных.
В случае отклонения расчетных показателей от фактических с выходом их значений за допустимые пределы, АСУ ТП выдает сообщение на экраны операторов для принятия решения о необходимости проведения очередных или внеплановых исследований скважин. Соответственно, учитывая сложившиеся обстоятельства, принимается решение по проведению ГДИ/ГКИ и их объему для корректировки параметров работы скважин по их фактическому состоянию. Благодаря этому заявляемый способ позволяет контролировать параметры разработки месторождения с учетом индивидуальных характеристик скважин, вырабатывать рекомендации по проведению дополнительных исследований скважин и реализовать управляющие воздействия с учетом индивидуальных характеристик каждой скважины.
В процессе управления разработкой месторождения важно распределять отбор между скважинами эксплуатационного фонда так, чтобы обеспечить не только минимизацию потерь пластовой энергии, но и равномерность выработки запасов по площади. Поскольку содержание конденсата в пластовом газе в условиях изотермической фильтрации - есть функция давления, то достаточным условием для его максимального извлечения является минимизация отклонения пластового давления в местах размещения скважин от его среднего уровня в эксплуатационной зоне на всем протяжении разработки месторождения.
Данная задача относится к классу задач нелинейного программирования и решается любым методом, пригодным для задач данного класса, например методом Лагранжа. Система АСУ ТП совместно с ПКГИ периодически, в автоматическом режиме, реализует эти расчеты и по ним управляет разработкой объекта в процессе жизненного цикла месторождения, используя результаты измерений и данные, хранящиеся в ее БД. В число указанных расчетов и их реализации в виде управляющих воздействий входит блок следующих задач:
1. Выбор определяющего фактора или сочетания факторов, по которым устанавливается критерий оптимальности и тенденция формирования режимов работы скважин на данном этапе;
2. Проведение специальных исследований скважин с целью определения газодинамических, газоконденсатных и термодинамических характеристик, предельно допустимых дебитов для каждой из них (при этом максимально допустимый дебит характеризует устойчивость коллекторов к разрушению, а минимально допустимый - условия скопления и выноса жидкости и механических примесей с забоя);
3. Расчет текущих параметров технологического режима, определение газодинамических и термодинамических характеристик шлейфов по фактическим замерам;
4. Проведение с использованием цифровой геолого-газодинамической модели (ГДМ) оптимизационных расчетов прогнозных пластовых давлений и дебитов для каждой из скважин индивидуально при заданных отборах газа по залежи (определение оптимальных дебитов производят итерационно без учета ограничений);
5. Проведение сопоставления по каждой скважине расчетных и допустимых дебитов с одновременным решением задачи определения, по каким скважинам требуется ограничить дебит. Если расчетные величины лежат вне области допустимых значений, то за оптимальные принимаются соответствующие предельно допустимые дебиты. В этом случае система повторяет оптимизационный расчет, но без участия указанных скважин, дебиты которых считаются установленными;
6. Определение давления на входе в УКПГ/ДКС для каждого шлейфа, которое обеспечит работу добывающих скважин с оптимальными показателями без дополнительных сопротивлений на запорно-переключающей арматуре. За исходное для дальнейших расчетов принимается минимальное давление;
7. Проведение, при необходимости, корректировки параметров эксплуатации месторождения с целью учета особенностей работы каждого из объектов системы сбора газа и оценки возможности проведения требуемых регулировок в полном объеме;
8. Оценка целесообразности перехода на новый режим работы скважин;
9. Формирование перечня управляющих воздействий по скважинам и шлейфам, которые необходимо создать, чтобы рабочий дебит каждой скважины промысла максимально соответствовал его оптимальному значению для текущего, конкретного состояния разрабатываемой залежи;
10. Передача результатов текущих измерений и хранящихся в БД АСУ ТП информации в ПКГИ, необходимых для их совместной координированной работы.
Такой подход для выбора технологического режима работы каждой скважины реализуется как составная часть общей функционально-логической системы автоматизированного управления разработкой нефтегазоконденсатных месторождений. Эта система в обязательном порядке содержит следующие блоки:
1) промыслово-геологическая и геофизическая информация;
2) информационная модель месторождения;
3) геологическая модель залежи;
4) гидрогазодинамическая модель;
5) модель газосборной сети;
6) проектная информация;
7) экспертные оценки, гипотезы в режиме диалога текущего состояния разработки месторождения;
8) алгоритм выбора оптимальных показателей для процесса эксплуатации месторождения в режиме on-line;
9) корректировка показателей с учетом всех технологических ограничений;
10) критериальная оценка прогнозного варианта;
11) формирование проектной документации.
В процессе функционирования системы, ее алгоритмы учитывают определенный ряд ограничений технологического характера, в частности, ограничения на дебиты по каждой скважине индивидуально:
1) ограничение по пропускной способности оборудования каждой скважины и системы сбора газа;
2) ограничение, вызванное возможностью разрушения призабойной зоны пласта (допустимый дебит);
3) ограничение, вызванное возможностью подтягивания конуса подошвенной воды (безводный дебит);
4) ограничение, вызванное возможностью гидратообразования в скважинах и шлейфах (минимально допустимый дебит);
5) ограничение, вызванное необходимостью обеспечения выноса с забоя скважины жидкости и механических примесей (минимально допустимый дебит);
6) ограничения другого типа, связанные с давлениями во входном коллекторе УКПГ (максимальное по соображениям безопасности, минимальное исходя из возможностей компрессорных агрегатов).
При этом система АСУ ТП и ПКГИ остаются открытыми для подключения дополнительных средств автоматизации и блоков решения новых задач, связанных с дополнительными и не стандартными геофизическими и прочими исследованиями по контролю за разработкой месторождения.
Применение данного способа позволяет оперативно контролировать состояние разработки месторождения и состояние эксплуатационных скважин в реальном масштабе времени и принимать оперативные управляющие решения по их комплексной оптимальной эксплуатации с учетом требований центральной диспетчерской службы, обеспечивая максимально высокий потенциально возможный коэффициент извлечения газового конденсата месторождения с максимальным уровнем техногенной и геоэкологической безопасности. При этом существенно снижается риск потенциальных ошибок оператора при управлении всем комплексом добычи газа. Особенно актуален данный способ при разработке многопластовых газоконденсатных месторождений с различным газоконденсатным фактором по пластам и работающим в общую систему сбора и подготовки продукции скважинами.
Claims (2)
1. Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения, включающий: считывание данных с базы данных - БД автоматизированной системы управления технологическими процессами - АСУ ТП, системы телемеханики для кустов скважин; загрузку и хранение в БД АСУ ТП параметров конструкции, параметров работы и результатов исследований скважин, параметров газосборной сети - ГСС; интегрированного с АСУ ТП программного комплекса по работе с геологической информацией - ПКГИ, который включает геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», позволяющую производить расчеты по фактическим данным эксплуатации и численный алгоритм расчета технологического режима работы каждой скважины для оптимального распределения отборов по действующему фонду скважин с учетом параметров фактической работы скважин и шлейфов, обеспечивающих выполнение заданных целевых условий и соблюдение заданных технологических ограничений; ввод уставок, контроль и управление указанными параметрами автоматически АСУ ТП или оператором через системы телемеханики кустов скважин, проведение АСУ ТП периодической проверки совпадения фактических параметров функционирования промысла с их расчетными значениями, с шагом дискретизации, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, и в случае выявления отклонения контролируемого показателя, превышающего предельно допустимые значения, осуществление регулирующих воздействий средствами АСУ ТП через системы телемеханики кустов скважин с одновременным запуском ПКГИ, с помощью которого методом итераций приводят промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных параметров эксплуатации не превысит допустимые технологическими ограничениями пределы, отличающийся тем, что проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении, осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции и вводят все рассчитанные характеристики в БД АСУ ТП, которая совместно с ПКГИ, используя интегрированную модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы газового промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины и далее с заданным шагом дискретизации последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу, при этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений, на основе которых АСУ ТП и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции».
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полученные зависимости величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа и зависимости величины удельного содержания конденсата в добываемом газе для скважин и эксплуатационных объектов сохраняют в БД АСУ ТП, которая совместно с ПКГИ проводит оценку достоверности определения содержания газового конденсата индивидуально по каждой скважине и сообщает операторам о необходимости проведения очередных или внеплановых исследований конкретных скважин для корректировки параметров эксплуатации системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и параметров работы скважин по их фактическому состоянию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117670A RU2713553C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117670A RU2713553C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2713553C1 true RU2713553C1 (ru) | 2020-02-05 |
Family
ID=69625488
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019117670A RU2713553C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2713553C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113408159A (zh) * | 2021-08-19 | 2021-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司通信与信息技术中心 | 天然气采集数据集成方法及装置、计算机设备和存储介质 |
| RU2761035C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-12-02 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ регулирования объёмов добычи газового конденсата при разработке многопластовых газовых месторождений |
| RU2798646C1 (ru) * | 2022-05-17 | 2023-06-23 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ управления добычей газа многопластового месторождения и система для его осуществления |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4738313A (en) * | 1987-02-20 | 1988-04-19 | Delta-X Corporation | Gas lift optimization |
| RU2066738C1 (ru) * | 1993-05-26 | 1996-09-20 | Устюжанин Александр Михайлович | Способ эксплуатации системы газлифтных скважин |
| RU101731U1 (ru) * | 2010-07-29 | 2011-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") ОАО "Газпром" | Автоматизированная система газодинамических исследований скважин |
| RU2593287C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Уренгойспецгис" | Способ пошагового регулирования добычи газа |
| RU2607326C1 (ru) * | 2015-10-27 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2661502C1 (ru) * | 2017-07-25 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
-
2019
- 2019-06-06 RU RU2019117670A patent/RU2713553C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4738313A (en) * | 1987-02-20 | 1988-04-19 | Delta-X Corporation | Gas lift optimization |
| RU2066738C1 (ru) * | 1993-05-26 | 1996-09-20 | Устюжанин Александр Михайлович | Способ эксплуатации системы газлифтных скважин |
| RU101731U1 (ru) * | 2010-07-29 | 2011-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") ОАО "Газпром" | Автоматизированная система газодинамических исследований скважин |
| RU2593287C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Уренгойспецгис" | Способ пошагового регулирования добычи газа |
| RU2607326C1 (ru) * | 2015-10-27 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2661502C1 (ru) * | 2017-07-25 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2761035C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-12-02 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ регулирования объёмов добычи газового конденсата при разработке многопластовых газовых месторождений |
| CN113408159A (zh) * | 2021-08-19 | 2021-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司通信与信息技术中心 | 天然气采集数据集成方法及装置、计算机设备和存储介质 |
| RU2798646C1 (ru) * | 2022-05-17 | 2023-06-23 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ управления добычей газа многопластового месторождения и система для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2636428C (en) | Dynamic production system management | |
| CN112943181B (zh) | 智能气井阀门调节系统 | |
| RU2607326C1 (ru) | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин | |
| RU2713553C1 (ru) | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения | |
| EA031871B1 (ru) | Способ управления испытаниями скважины на приток и используемая в нем компьютерная система | |
| CN102414636B (zh) | 用于煤层气体生产的多变量模型预测控制 | |
| CN103025592A (zh) | 用于油田设备预测和健康管理的系统、方法和装置 | |
| EP4026984B1 (en) | System and method for real-time monitoring and optimizing operation of connected oil and gas wells | |
| CN105987822A (zh) | 用于预测装备故障的方法和系统 | |
| EA026278B1 (ru) | Способ оценки пластового давления в подземной залежи углеводородов и используемая в нем компьютерная система и машиночитаемый носитель | |
| CA3060587A1 (en) | Recording data from flow networks | |
| Patel et al. | Real-time production optimization of steam-assisted-gravity-drainage reservoirs using adaptive and gain-scheduled model-predictive control: An application to a field model | |
| RU2644433C2 (ru) | Способ рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| RU2414408C2 (ru) | Способ и регулирующее устройство для эксплуатации подземного газохранилища | |
| RU2682819C1 (ru) | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа | |
| Bieker | Topics in offshore oil production optimization using real-time data | |
| CN116090672B (zh) | 一种水下生产系统生产方案优化方法、系统、设备及终端 | |
| RU2747019C1 (ru) | Способ обоснования технологического режима промысла | |
| RU2540718C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CN114991727B (zh) | 一种抽油系统间隔抽油参数的确定方法 | |
| RU2776140C1 (ru) | Управление операциями разрыва пласта | |
| RU2776144C1 (ru) | Контроллер баланса в парке насосов при выполнении операций разрыва пласта | |
| RU2743685C1 (ru) | Способ интеллектуализации газовых и газоконденсатных промыслов | |
| Koshkin et al. | Application of Integrated Asset Modeling Approaches for Reservoir Management of a Large Oil Field in Western Siberia | |
| AISSANI | Field management and information system using integrated production system modeling to optimize Hassi Messouad field |