METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT
FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in development of gas condensate deposits to provide maximum current and potentially possible final condensate recovery coefficients due to operational optimization of each well operating mode individual...
Gespeichert in:
| Hauptverfasser: | , , , , , , , , , , , , , |
|---|---|
| Format: | Patent |
| Sprache: | eng ; rus |
| Schlagworte: | |
| Online-Zugang: | Volltext bestellen |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| container_end_page | |
|---|---|
| container_issue | |
| container_start_page | |
| container_title | |
| container_volume | |
| creator | Arabskij Anatolij Kuzmich Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich Merkulov Anatolij Vasilevich Gunkin Sergej Ivanovich Bogoyavlenskij Igor Vasilevich Kushch Ivan Ivanovich Kozhukhar Ruslan Leonidovich Sopnev Timur Vladimirovich Arno Oleg Borisovich Mironov Vladimir Valerevich Talybov Etibar Gurbanali ogly Kirsanov Sergej Aleksandrovich Murzalimov Zaur Urazalievich Khudyakov Valerij Nikolaevich |
| description | FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in development of gas condensate deposits to provide maximum current and potentially possible final condensate recovery coefficients due to operational optimization of each well operating mode individually. Regulation is carried out using an automated process control system (APCS), integrated with software package for operation with geological information (SPGI), including geologic-technological model "formation-well-gas collection system-product preparation system" and numerical algorithm for calculation of process mode of well operation. Technical result is achieved due to that special investigations of wells are carried out to determine dependence of specific content of condensate in produced gas from flow rate and depression on formation at different reservoir pressure. Wells are ranked by the ratio of separation gas and unstable condensate in the volume of extracted products. Obtained calculated characteristics are introduced into a database (DB) APCS. Next APCS together with SPGI, using process model "formation-well-gas collection system-product preparation system", determines integral indicators of fishing operation to ensure stable operation of collection and preparation system, calculates minimum and maximum possible modes of operation for each well. Further, with a given sampling step, the system sequentially redistributes gas production between wells taking into account the ratio of production of gas and gas condensate, which is individual for each well, maximizing the volume of gas condensate production in the entire field. At that, at each step APCS repeats calculations and obtains correlation value of extracted condensate amount from total volume of produced gas, which is displayed on the screen to operators together with information on degree of compliance with process limitations. On the basis of these data, the system and / or operators make a prompt decision on establishment of the current level of gas, condensate production and corresponding parameters of the process mode individually for each controlled object of the system "formation - well - gas collection system - product preparation system".EFFECT: technical result consists in maximization of current output of condensate and potential final coefficient of its extraction on the basis of on-line control of deposit development process with individual approach to control of each well operati |
| format | Patent |
| fullrecord | <record><control><sourceid>epo_EVB</sourceid><recordid>TN_cdi_epo_espacenet_RU2713553C1</recordid><sourceformat>XML</sourceformat><sourcesystem>PC</sourcesystem><sourcerecordid>RU2713553C1</sourcerecordid><originalsourceid>FETCH-epo_espacenet_RU2713553C13</originalsourceid><addsrcrecordid>eNrjZIjydQ3x8HdR8HdT8PRzDnJ1DHYFsZ39_Vxc_YIdQ4C80JCA0BAFp0gF14gAH3_PEFegak8fBUc_FwV3x2BkpS6uAf7BniEK_k5ers4hPAysaYk5xam8UJqbQcHNNcTZQze1ID8-tbggMTk1L7UkPijUyNzQ2NTU2NnQmAglAM2yMT0</addsrcrecordid><sourcetype>Open Access Repository</sourcetype><iscdi>true</iscdi><recordtype>patent</recordtype></control><display><type>patent</type><title>METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT</title><source>esp@cenet</source><creator>Arabskij Anatolij Kuzmich ; Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich ; Merkulov Anatolij Vasilevich ; Gunkin Sergej Ivanovich ; Bogoyavlenskij Igor Vasilevich ; Kushch Ivan Ivanovich ; Kozhukhar Ruslan Leonidovich ; Sopnev Timur Vladimirovich ; Arno Oleg Borisovich ; Mironov Vladimir Valerevich ; Talybov Etibar Gurbanali ogly ; Kirsanov Sergej Aleksandrovich ; Murzalimov Zaur Urazalievich ; Khudyakov Valerij Nikolaevich</creator><creatorcontrib>Arabskij Anatolij Kuzmich ; Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich ; Merkulov Anatolij Vasilevich ; Gunkin Sergej Ivanovich ; Bogoyavlenskij Igor Vasilevich ; Kushch Ivan Ivanovich ; Kozhukhar Ruslan Leonidovich ; Sopnev Timur Vladimirovich ; Arno Oleg Borisovich ; Mironov Vladimir Valerevich ; Talybov Etibar Gurbanali ogly ; Kirsanov Sergej Aleksandrovich ; Murzalimov Zaur Urazalievich ; Khudyakov Valerij Nikolaevich</creatorcontrib><description>FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in development of gas condensate deposits to provide maximum current and potentially possible final condensate recovery coefficients due to operational optimization of each well operating mode individually. Regulation is carried out using an automated process control system (APCS), integrated with software package for operation with geological information (SPGI), including geologic-technological model "formation-well-gas collection system-product preparation system" and numerical algorithm for calculation of process mode of well operation. Technical result is achieved due to that special investigations of wells are carried out to determine dependence of specific content of condensate in produced gas from flow rate and depression on formation at different reservoir pressure. Wells are ranked by the ratio of separation gas and unstable condensate in the volume of extracted products. Obtained calculated characteristics are introduced into a database (DB) APCS. Next APCS together with SPGI, using process model "formation-well-gas collection system-product preparation system", determines integral indicators of fishing operation to ensure stable operation of collection and preparation system, calculates minimum and maximum possible modes of operation for each well. Further, with a given sampling step, the system sequentially redistributes gas production between wells taking into account the ratio of production of gas and gas condensate, which is individual for each well, maximizing the volume of gas condensate production in the entire field. At that, at each step APCS repeats calculations and obtains correlation value of extracted condensate amount from total volume of produced gas, which is displayed on the screen to operators together with information on degree of compliance with process limitations. On the basis of these data, the system and / or operators make a prompt decision on establishment of the current level of gas, condensate production and corresponding parameters of the process mode individually for each controlled object of the system "formation - well - gas collection system - product preparation system".EFFECT: technical result consists in maximization of current output of condensate and potential final coefficient of its extraction on the basis of on-line control of deposit development process with individual approach to control of each well operation mode and purpose of well survey as per deposit status.1 cl
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><language>eng ; rus</language><subject>EARTH DRILLING ; EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING ; FIXED CONSTRUCTIONS ; MINING ; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR ASLURRY OF MINERALS FROM WELLS</subject><creationdate>2020</creationdate><oa>free_for_read</oa><woscitedreferencessubscribed>false</woscitedreferencessubscribed></display><links><openurl>$$Topenurl_article</openurl><openurlfulltext>$$Topenurlfull_article</openurlfulltext><thumbnail>$$Tsyndetics_thumb_exl</thumbnail><linktohtml>$$Uhttps://worldwide.espacenet.com/publicationDetails/biblio?FT=D&date=20200205&DB=EPODOC&CC=RU&NR=2713553C1$$EHTML$$P50$$Gepo$$Hfree_for_read</linktohtml><link.rule.ids>230,308,776,881,25542,76289</link.rule.ids><linktorsrc>$$Uhttps://worldwide.espacenet.com/publicationDetails/biblio?FT=D&date=20200205&DB=EPODOC&CC=RU&NR=2713553C1$$EView_record_in_European_Patent_Office$$FView_record_in_$$GEuropean_Patent_Office$$Hfree_for_read</linktorsrc></links><search><creatorcontrib>Arabskij Anatolij Kuzmich</creatorcontrib><creatorcontrib>Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Merkulov Anatolij Vasilevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Gunkin Sergej Ivanovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Bogoyavlenskij Igor Vasilevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Kushch Ivan Ivanovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Kozhukhar Ruslan Leonidovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Sopnev Timur Vladimirovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Arno Oleg Borisovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Mironov Vladimir Valerevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Talybov Etibar Gurbanali ogly</creatorcontrib><creatorcontrib>Kirsanov Sergej Aleksandrovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Murzalimov Zaur Urazalievich</creatorcontrib><creatorcontrib>Khudyakov Valerij Nikolaevich</creatorcontrib><title>METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT</title><description>FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in development of gas condensate deposits to provide maximum current and potentially possible final condensate recovery coefficients due to operational optimization of each well operating mode individually. Regulation is carried out using an automated process control system (APCS), integrated with software package for operation with geological information (SPGI), including geologic-technological model "formation-well-gas collection system-product preparation system" and numerical algorithm for calculation of process mode of well operation. Technical result is achieved due to that special investigations of wells are carried out to determine dependence of specific content of condensate in produced gas from flow rate and depression on formation at different reservoir pressure. Wells are ranked by the ratio of separation gas and unstable condensate in the volume of extracted products. Obtained calculated characteristics are introduced into a database (DB) APCS. Next APCS together with SPGI, using process model "formation-well-gas collection system-product preparation system", determines integral indicators of fishing operation to ensure stable operation of collection and preparation system, calculates minimum and maximum possible modes of operation for each well. Further, with a given sampling step, the system sequentially redistributes gas production between wells taking into account the ratio of production of gas and gas condensate, which is individual for each well, maximizing the volume of gas condensate production in the entire field. At that, at each step APCS repeats calculations and obtains correlation value of extracted condensate amount from total volume of produced gas, which is displayed on the screen to operators together with information on degree of compliance with process limitations. On the basis of these data, the system and / or operators make a prompt decision on establishment of the current level of gas, condensate production and corresponding parameters of the process mode individually for each controlled object of the system "formation - well - gas collection system - product preparation system".EFFECT: technical result consists in maximization of current output of condensate and potential final coefficient of its extraction on the basis of on-line control of deposit development process with individual approach to control of each well operation mode and purpose of well survey as per deposit status.1 cl
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><subject>EARTH DRILLING</subject><subject>EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING</subject><subject>FIXED CONSTRUCTIONS</subject><subject>MINING</subject><subject>OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR ASLURRY OF MINERALS FROM WELLS</subject><fulltext>true</fulltext><rsrctype>patent</rsrctype><creationdate>2020</creationdate><recordtype>patent</recordtype><sourceid>EVB</sourceid><recordid>eNrjZIjydQ3x8HdR8HdT8PRzDnJ1DHYFsZ39_Vxc_YIdQ4C80JCA0BAFp0gF14gAH3_PEFegak8fBUc_FwV3x2BkpS6uAf7BniEK_k5ers4hPAysaYk5xam8UJqbQcHNNcTZQze1ID8-tbggMTk1L7UkPijUyNzQ2NTU2NnQmAglAM2yMT0</recordid><startdate>20200205</startdate><enddate>20200205</enddate><creator>Arabskij Anatolij Kuzmich</creator><creator>Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich</creator><creator>Merkulov Anatolij Vasilevich</creator><creator>Gunkin Sergej Ivanovich</creator><creator>Bogoyavlenskij Igor Vasilevich</creator><creator>Kushch Ivan Ivanovich</creator><creator>Kozhukhar Ruslan Leonidovich</creator><creator>Sopnev Timur Vladimirovich</creator><creator>Arno Oleg Borisovich</creator><creator>Mironov Vladimir Valerevich</creator><creator>Talybov Etibar Gurbanali ogly</creator><creator>Kirsanov Sergej Aleksandrovich</creator><creator>Murzalimov Zaur Urazalievich</creator><creator>Khudyakov Valerij Nikolaevich</creator><scope>EVB</scope></search><sort><creationdate>20200205</creationdate><title>METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT</title><author>Arabskij Anatolij Kuzmich ; Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich ; Merkulov Anatolij Vasilevich ; Gunkin Sergej Ivanovich ; Bogoyavlenskij Igor Vasilevich ; Kushch Ivan Ivanovich ; Kozhukhar Ruslan Leonidovich ; Sopnev Timur Vladimirovich ; Arno Oleg Borisovich ; Mironov Vladimir Valerevich ; Talybov Etibar Gurbanali ogly ; Kirsanov Sergej Aleksandrovich ; Murzalimov Zaur Urazalievich ; Khudyakov Valerij Nikolaevich</author></sort><facets><frbrtype>5</frbrtype><frbrgroupid>cdi_FETCH-epo_espacenet_RU2713553C13</frbrgroupid><rsrctype>patents</rsrctype><prefilter>patents</prefilter><language>eng ; rus</language><creationdate>2020</creationdate><topic>EARTH DRILLING</topic><topic>EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING</topic><topic>FIXED CONSTRUCTIONS</topic><topic>MINING</topic><topic>OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR ASLURRY OF MINERALS FROM WELLS</topic><toplevel>online_resources</toplevel><creatorcontrib>Arabskij Anatolij Kuzmich</creatorcontrib><creatorcontrib>Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Merkulov Anatolij Vasilevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Gunkin Sergej Ivanovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Bogoyavlenskij Igor Vasilevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Kushch Ivan Ivanovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Kozhukhar Ruslan Leonidovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Sopnev Timur Vladimirovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Arno Oleg Borisovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Mironov Vladimir Valerevich</creatorcontrib><creatorcontrib>Talybov Etibar Gurbanali ogly</creatorcontrib><creatorcontrib>Kirsanov Sergej Aleksandrovich</creatorcontrib><creatorcontrib>Murzalimov Zaur Urazalievich</creatorcontrib><creatorcontrib>Khudyakov Valerij Nikolaevich</creatorcontrib><collection>esp@cenet</collection></facets><delivery><delcategory>Remote Search Resource</delcategory><fulltext>fulltext_linktorsrc</fulltext></delivery><addata><au>Arabskij Anatolij Kuzmich</au><au>Bogoyavlenskij Vasilij Igorevich</au><au>Merkulov Anatolij Vasilevich</au><au>Gunkin Sergej Ivanovich</au><au>Bogoyavlenskij Igor Vasilevich</au><au>Kushch Ivan Ivanovich</au><au>Kozhukhar Ruslan Leonidovich</au><au>Sopnev Timur Vladimirovich</au><au>Arno Oleg Borisovich</au><au>Mironov Vladimir Valerevich</au><au>Talybov Etibar Gurbanali ogly</au><au>Kirsanov Sergej Aleksandrovich</au><au>Murzalimov Zaur Urazalievich</au><au>Khudyakov Valerij Nikolaevich</au><format>patent</format><genre>patent</genre><ristype>GEN</ristype><title>METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT</title><date>2020-02-05</date><risdate>2020</risdate><abstract>FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in development of gas condensate deposits to provide maximum current and potentially possible final condensate recovery coefficients due to operational optimization of each well operating mode individually. Regulation is carried out using an automated process control system (APCS), integrated with software package for operation with geological information (SPGI), including geologic-technological model "formation-well-gas collection system-product preparation system" and numerical algorithm for calculation of process mode of well operation. Technical result is achieved due to that special investigations of wells are carried out to determine dependence of specific content of condensate in produced gas from flow rate and depression on formation at different reservoir pressure. Wells are ranked by the ratio of separation gas and unstable condensate in the volume of extracted products. Obtained calculated characteristics are introduced into a database (DB) APCS. Next APCS together with SPGI, using process model "formation-well-gas collection system-product preparation system", determines integral indicators of fishing operation to ensure stable operation of collection and preparation system, calculates minimum and maximum possible modes of operation for each well. Further, with a given sampling step, the system sequentially redistributes gas production between wells taking into account the ratio of production of gas and gas condensate, which is individual for each well, maximizing the volume of gas condensate production in the entire field. At that, at each step APCS repeats calculations and obtains correlation value of extracted condensate amount from total volume of produced gas, which is displayed on the screen to operators together with information on degree of compliance with process limitations. On the basis of these data, the system and / or operators make a prompt decision on establishment of the current level of gas, condensate production and corresponding parameters of the process mode individually for each controlled object of the system "formation - well - gas collection system - product preparation system".EFFECT: technical result consists in maximization of current output of condensate and potential final coefficient of its extraction on the basis of on-line control of deposit development process with individual approach to control of each well operation mode and purpose of well survey as per deposit status.1 cl
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.</abstract><oa>free_for_read</oa></addata></record> |
| fulltext | fulltext_linktorsrc |
| identifier | |
| ispartof | |
| issn | |
| language | eng ; rus |
| recordid | cdi_epo_espacenet_RU2713553C1 |
| source | esp@cenet |
| subjects | EARTH DRILLING EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING FIXED CONSTRUCTIONS MINING OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR ASLURRY OF MINERALS FROM WELLS |
| title | METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT |
| url | https://sfx.bib-bvb.de/sfx_tum?ctx_ver=Z39.88-2004&ctx_enc=info:ofi/enc:UTF-8&ctx_tim=2025-02-09T14%3A23%3A48IST&url_ver=Z39.88-2004&url_ctx_fmt=infofi/fmt:kev:mtx:ctx&rfr_id=info:sid/primo.exlibrisgroup.com:primo3-Article-epo_EVB&rft_val_fmt=info:ofi/fmt:kev:mtx:patent&rft.genre=patent&rft.au=Arabskij%20Anatolij%20Kuzmich&rft.date=2020-02-05&rft_id=info:doi/&rft_dat=%3Cepo_EVB%3ERU2713553C1%3C/epo_EVB%3E%3Curl%3E%3C/url%3E&disable_directlink=true&sfx.directlink=off&sfx.report_link=0&rft_id=info:oai/&rft_id=info:pmid/&rfr_iscdi=true |