RU2608141C1 - Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера - Google Patents
Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2608141C1 RU2608141C1 RU2015148984A RU2015148984A RU2608141C1 RU 2608141 C1 RU2608141 C1 RU 2608141C1 RU 2015148984 A RU2015148984 A RU 2015148984A RU 2015148984 A RU2015148984 A RU 2015148984A RU 2608141 C1 RU2608141 C1 RU 2608141C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- sand
- water
- circuit
- Prior art date
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004886 process control Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000026676 system process Effects 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 65
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract 1
- 102100033925 GS homeobox 1 Human genes 0.000 description 6
- 101001068303 Homo sapiens GS homeobox 1 Proteins 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 3-(trimethylsilyl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound C[Si](C)(C)CCCS(O)(=O)=O TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000013139 quantization Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
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 области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ оперативного контроля включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ); использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП; сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. В АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-газосборный шлейф (ГСШ)», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура. При выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора. Технический результат заключается в эффективном управлении режимом работы контура «скважина–ГСШ» и в том числе всем газовым промыслом в целом.
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Известен способ контроля выноса песка из газовой скважины (патент РФ №2285909 G01N 15/06 Е21В 47/00), включающий ввод в поток газа стержня, покрытого клееобразным веществом. Стержень выдерживают в потоке некоторое время, затем извлекают, растворителем обильно смывают клееобразное вещество с застрявшими в нем песчинками и полученный раствор фильтруют. По наличию и количеству осадка судят о факте и интенсивности выноса песка.
Существенным недостатком указанного способа является высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения необходимых результатов.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера (РФ №2474685, Е21В 47/00, 05.05.2011). Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце газосборного шлейфа (ГСШ), по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, вычисляют расчетное значение давления газа в конце шлейфа, сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце ГСШ. Появление разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического определяет начало процесса выноса песка и воды из скважины, что влечет необходимость регулирования режима ее работы.
Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса выноса песка и воды из скважины, но не позволяет АСУ ТП принимать управляющие решения, адекватные возникшей ситуации.
Причинами появления факторов воды и песка в контуре «скважина-ГСШ» с поступающим газом являются:
- интенсивное снижение давлений и отборов газа вследствие истощения месторождения, ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны скважин;
- рост влагосодержания газа в связи с падением рабочего давления в пласте и, как следствие, в скважине и в газосборном шлейфе (ГСШ);
- несоблюдение технологических режимов работы скважин в процессе эксплуатации и т.д.
При обнаружении начала процесса выноса песка и воды из скважины, как правило, принимают решение по изменению режима работы контура «скважина-ГСШ», позволяющего исключить эти факторы. Такое решение, даже при наличии работающей АСУ ТП, как привило, принимает оператор установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Однако в случае форс-мажорных обстоятельств, которые характерны для условий Крайнего Севера, и цейтнота, выбор правильного управляющего решения, соответствующего реальной ситуации, затруднен. Действительно, УКПГ - как объект управления, представляет собой достаточно крупное и сложное сооружение с ГСШ и кустами газовых скважин. Их количество, как правило, несколько десятков, и они распределены по территории, превышающей сотни квадратных километров. Именно поэтому, как показывает опыт эксплуатации, оператор установки может принять неадекватное возникшей ситуации управляющее решение по выбору режима работы системы «скважина-ГСШ». А это ведет к нарушению режима эксплуатации скважин, ГСШ, в том числе и газового промысла в целом, с соответствующей потерей извлекаемых объемов сырья из месторождения и значительному увеличению себестоимости добываемого и подготавливаемого к дальнему транспорту газа на УКПГ.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является реализация в АСУ ТП принятия адекватного возникшей ситуации управляющего решения по выбору технологического режима работ контура «скважина-ГСШ», обеспечивающего эффективную работу УКПГ.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является эффективное управление режимом работы контура «скважина-ГСШ», в том числе и всего газового промысла в целом.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в способе оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающем измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ), и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, в АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-ГСШ», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура, из которых при выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.
Для реализации способа в АСУ ТП УКПГ вводят БЗ, содержащую алгоритмы управления и диагностики работы контура «скважина-ГСШ», а также информацию об их характеристиках: о рельефе трассы каждого ГСШ, о специфических особенностях каждой скважины, каждого ГСШ и т.д.
В БЗ такой АСУ ТП (интеллектуальной АСУ ТП) хранится информация о свойствах и закономерностях протекания каждого технологического процесса на объекте и правилах использования этой информации для принятия необходимых решений. Наличие БЗ в составе систем управления позволяет учитывать накопленные годами знания высококлассных операторов-профессионалов и компенсировать ими ту часть недостающей информации, которую невозможно строго формализовать и, соответственно, принимать правильные решения для управления технологическим процессом в каждой конкретной ситуации. Содержание БЗ все время дополняется и расширяется в интерактивном режиме с учетом опыта эксплуатации системы.
Алгоритмы БЗ позволяют автоматически формировать управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ».
БЗ интеллектуальной АСУ ТП установки содержит алгоритмы на базе продукционных моделей представления знаний, отличающихся своей наглядностью, высокой модульностью, легкостью внесения дополнений и изменений и простотой механизма логического вывода.
БЗ для каждого контура «скважина-ГСШ» включает следующую информацию:
- номер скважины и ГСШ;
- топология ГСШ (прямолинейный, количество изгибов, форма изгибов и т.д.);
- тип скважины (вертикальный, наклонный);
- информация о специфических особенностях скважин (степень способности к выносу пластовой воды и механических примесей, длительность эксплуатации);
- информация о предполагаемом оптимальном режиме эксплуатации скважин (возможные границы технологических режимов) и т.д.
В качестве примера ниже приведена информация по ГСШ 1, составляющая основу БЗ интеллектуальной АСУ ТП УКПГ.
ГСШ №1:
1. Рельеф ГСШ - ПРЯМОЛИНЕЙНЫЙ.
2. Длина ГСШ - НЕБОЛЬШОЙ (до 5 км).
3. Наличие изгибов - НЕТ.
4. Наличие спусков-подъемов - НЕТ.
5. Длительность эксплуатации скважины после проведения планово-предупредительных работ - БОЛЬШОЙ (достиг конца предусмотренного срока).
6. Возможность регулировки технологическими режимами скважин куста ЕСТЬ.
7. Возможные границы технологических режимов - Мах=А; Min=B.
8. Степень способности к выносу пластовой воды - НЕ СКЛОНЕН.
9. Тип скважин - НАКЛОННЫЙ.
В указанной информации часть данных по указанным пунктам заносят в БЗ из проектной документации газового промысла, а другую часть заносят по результатам планово-предупредительных работ и газогидродинамических исследований скважин, которые, как правило, проводятся ежегодно. По результатам испытаний и опыта эксплуатации этот перечень регулярно уточняется и дополняется.
Способ осуществляют следующим образом: используя средства АСУ ТП и телеметрию, производят с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины. В том числе, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье скважины и в конце ГСШ. И используют текущие значения контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнивают динамику их изменений во времени, по результатам которого судят о начале процесса выброса песка и воды из скважины с добываемыми продуктами. В случае выявления выноса воды и песка с добываемым продуктом из какой-либо скважины АСУ ТП обращается к своей БЗ и с учетом конкретной ситуации выбирает из нее соответствующие сложившейся ситуации данные о контуре этой скважины и ГСШ, а также правило принятия решения, которое реализует в системе управления газовым промыслом с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.
Ниже приведены некоторые продукционные правила, формируемые интеллектуальной АСУ ТП УКПГ, для принятия управляющих решений при выносе воды и песка из скважины.
Допустим, АСУ ТП УКПГ обнаружила начало процесса выноса песка и воды в контуре «скважина-ГСШ 1». Для этого случая последовательность продукционных правил, предназначенных для восстановления режима работы контура «скважина-ГСШ» для ГСШ 1, будет выглядеть следующим образом:
П1. ЕСЛИ обнаружено начало выноса песка и воды в контуре «скважина-ГСШ 1»,
ТО максимально снизить давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений, держать этот режим в течение времени t1 и контролировать рф.к - фактическое (измеряемое) давление газа на выходе ГСШ 1.
П2. ЕСЛИ максимально снижено давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений на время t1 и значение рф.к - фактического (измеряемого) давления газа на выходе ГСШ 1 пришло в норму,
ТО нет необходимости в продувке ГСШ 1 и необходимо установить значение давления на выходе ГСШ 1 согласно текущему технологическому режиму работы установки.
П3. ЕСЛИ максимально снижено давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений на время t1 и значение рф.к - фактического (измеряемого) давления газа на выходе ГСШ 1 продолжает уменьшаться,
ТО необходимо продуть ГСШ 1 за время t2.
Время t1 и t2 определяют индивидуально для каждого контура «скважина-ГСШ» во время газогидродинамических исследований скважин, которые, как правило, проводятся ежегодно.
Очевидно, что в других ситуациях будут другие правила. Например, при появлении фактора выноса песка и воды можно изменить режимы работ и скважины. Для каждого контура «скважина-ГСШ» эти правила формируются экспертом. С учетом эксплуатации эти правила уточняются и дополняются.
Данный способ позволяет оперативно, в режиме «on-line» устранить фактор воды и песка из контура «скважина-ГСШ» во время работы с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины и ГСШ в автоматическом режиме с помощью интеллектуальной АСУ ТП.
Применение данного способа позволяет:
- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений без участия оператора-технолога;
- значительно улучшить качество работ по газогидродинамическому исследованию скважин, так как в этом случае система получает не только информацию о факторе выноса воды и песка со скважин, она через обратную связь, т.е. путем воздействия на контур «скважина-ГСШ», имеет возможность получать более полную информацию об этом контуре. А это позволяет снизить количество проводимых газогидродинамических исследований скважины, а также повысить их качество благодаря собираемой за время эксплуатации истории ее функционирования;
- более эффективно организовать режим работы контура «скважина-ГСШ», что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.
Claims (1)
- Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, отличающийся тем, что в автоматизированную систему управления технологическими процессами дополнительно вводят базу знаний, в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина - газосборный шлейф», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого газосборного шлейфа, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура, из которых при выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, автоматизированная система управления технологическими процессами выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина - газосборный шлейф» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148984A RU2608141C1 (ru) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148984A RU2608141C1 (ru) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2608141C1 true RU2608141C1 (ru) | 2017-01-16 |
Family
ID=58455912
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148984A RU2608141C1 (ru) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2608141C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1529004A1 (ru) * | 1987-09-01 | 1989-12-15 | Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Автоматическа система управлени дебитом кустов газовых скважин |
| US20080202763A1 (en) * | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Intelligent Agent Corporation | Method to Optimize Production from a Gas-lifted Oil Well |
| US20080282781A1 (en) * | 2005-11-01 | 2008-11-20 | Cormon Limited | Monitoring Particles in a Fluid Stream |
| RU2340771C1 (ru) * | 2007-02-15 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах |
| RU2344339C1 (ru) * | 2007-07-12 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча | Способ управления технологическими процессами газового промысла |
| RU2454692C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ повышения достоверности поступающей информации в автоматизированной системе управления технологическими процессами, функционирующей в условиях крайнего севера |
| RU2474685C2 (ru) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
-
2015
- 2015-11-13 RU RU2015148984A patent/RU2608141C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1529004A1 (ru) * | 1987-09-01 | 1989-12-15 | Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Автоматическа система управлени дебитом кустов газовых скважин |
| US20080282781A1 (en) * | 2005-11-01 | 2008-11-20 | Cormon Limited | Monitoring Particles in a Fluid Stream |
| RU2340771C1 (ru) * | 2007-02-15 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах |
| US20080202763A1 (en) * | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Intelligent Agent Corporation | Method to Optimize Production from a Gas-lifted Oil Well |
| RU2344339C1 (ru) * | 2007-07-12 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча | Способ управления технологическими процессами газового промысла |
| RU2454692C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ повышения достоверности поступающей информации в автоматизированной системе управления технологическими процессами, функционирующей в условиях крайнего севера |
| RU2474685C2 (ru) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE102017108169B4 (de) | Produktionssystem, das einen Bestimmungswert einer Variablen in Bezug auf eine Produktabweichung festlegt | |
| JP5091604B2 (ja) | 分布の評価方法、製品の製造方法、分布の評価プログラム及び分布の評価システム | |
| CN104537415B (zh) | 一种基于压缩感知和dros‑elm的非线性过程工业故障预测及识别方法 | |
| CN106647691B (zh) | 一种工业过程多回路振荡提取与检测方法 | |
| CN108763729B (zh) | 基于网络结构熵的流程工业机电***耦合状态评估方法 | |
| US10678193B2 (en) | Computer-implemented method and system for automatically monitoring and determining the status of entire process sections in a process unit | |
| JP6661426B2 (ja) | プロセス診断装置、プロセス診断方法及びコンピュータプログラム | |
| DE102016015332A1 (de) | Präventivwartungsverwaltungssystem und -verfahren zum Erstellen eines Wartungsplans einer Maschine sowie Zellensteuereinrichtung | |
| US20070185586A1 (en) | Process-related systems and methods | |
| EP1543394A1 (de) | Vorrichtung und verfahren zur überwachung einer mehrere systeme umfassenden technischen anlage, insbesondere einer kraftwerksanlage | |
| CN113539382B (zh) | 一种亚磷酸二甲酯关键工艺参数的预警定位方法及*** | |
| US11816935B2 (en) | Predicting a repair and maintenance activity for an aircraft system | |
| CN107491840B (zh) | 基于elm神经网络模型的流动磨损特性预测及寿命评估方法 | |
| CN111651729A (zh) | 一种预测连铸二冷水喷嘴堵塞的方法 | |
| DE102017201548A1 (de) | Verfahren zum Bereitstellen von Messwerten einer technischen Anlage, technisches System und Verfahren zum Betreiben des technischen Systems | |
| RU2608141C1 (ru) | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| Orth et al. | Accuracy and robustness of decision making techniques in condition based maintenance | |
| JP7437998B2 (ja) | 水処理システム、水処理システムの運転管理支援システム及び水処理システムの運転方法 | |
| RU2474685C2 (ru) | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| Skaf et al. | A simple state-based prognostic model for filter clogging | |
| CN112130542B (zh) | 基于正常运行数据与***辨识的控制回路性能评价方法 | |
| RU2568737C1 (ru) | Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в асу тп установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| KR20230106778A (ko) | 수처리 플랜트에서 화학제 주입 최적화를 위한 장치 및 이를 위한 방법 | |
| CN103995966A (zh) | 一种基于遥测大数据的在轨运行卫星局部性能退化分析方法 | |
| CN115879680A (zh) | 钢铁表面缺陷判定规则管理*** |