МОНИТОРИНГ, ДИАГНОСТИКА И ОПТИМИЗАЦИЯ ГАЗЛИФТНЫХ ОПЕРАЦИЙ

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ

Эта заявка испрашивает приоритет по обычной заявке на патент США №13/711,815, "Monitoring, Diagnosing and Optimizing Gas Lift Operations", поданой 12 декабря 2012 года, авторы M.M. Querales, M. Villamizar, G. Carvajal, R.K. Vellanki, G. Moricca, A.S. Cullick and J. Rodriguez, которая испрашивает приоритет по предварительной заявка на патент США №61/678,069, "Monitoring, Diagnosing and Optimizing Gas Lift Operations", поданной 31 июля 2012 года, авторы M.M. Querales, M. Villamizar, G. Carvajal, R.K. Vellanki, G. Moricca, A.S. Cullick and J.Rodriguez, которая включена сюда по ссылке.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Операторы нефтяных месторождений тратят значительные ресурсы на улучшение добычи углеводородов из резервуаров с одновременным уменьшением стоимости добычи. Для достижения этих целей, инженеры по эксплуатации осуществляют мониторинг текущего состояния резервуара и пытаются спрогнозировать будущее поведение заданного набора текущих и/или заданных условий. Мониторинг скважин инженерами по эксплуатации иногда называется контролем параметров работы скважины, включающим в себя сбор и отслеживание измеренных около-скважинных эксплуатационных данных изнутри и вокруг скважины. Такие данные могут быть собраны с использованием датчиков, расположенных снаружи обсадной колонны и/или с помощью измерительных устройств, введенных в скважину вместе с насосно-компрессорной трубой. Данные могут включать в себя, но не ограничены ими, водную и нефтяную фракции, давление флюида и скорость потока флюида, и обычно собираются через фиксированные регулярные интервалы времени (например, один раз в минуту), и их мониторинг осуществляется в режиме реального времени персоналом месторождения. После того как данные собраны, они обычно архивируются в базе данных.

В дополнение к мониторингу условий внутри скважины, также осуществляется мониторинг системы, используемой для поднятия добытых флюидов на поверхность. Такой мониторинг гарантирует, что система функционирует в режиме, как можно более близком к оптимальному режиму, и что сбои быстро обнаруживаются и исправляются. Одним таким типов используемых систем является газлифтная система. Мандрели в газлифтной системе обычно устанавливаются вдоль эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в эксплуатационную обсадную колонну скважины вместе с насосно-компрессорной трубой. В кольцеобразный зазор между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой под давлением вводится газ, и клапаны, расположенные вдоль и/или внутри мандрели, позволяют газу быть введенным в поток флюида внутри эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Газлифтные системы помогают поднимать продукт на поверхность путем уменьшения плотности флюида (и, таким образом, давления в скважине), что ускоряет движение флюида от формации через перфорации в обсадной колонне и к насосно-компрессорной трубе.

Скважинные датчики, если они установлены, собирают и передают данные на поверхность (например, по кабелям на поверхность, или беспроводным способом). Данные могут включать в себя, но не ограничены ими, подъемное давление закачанного газа и температуру, и давление и температуру добытого флюида. Несмотря на то что предоставленные данные позволяют осуществлять мониторинг производительности газлифтной системы, определение исходной причины сбоя или изменения в производительности газлифтной системы является более сложной задачей. Конкретный сбой или изменение в производительности газлифтной системы может иметь различные причины, и операторы стараются идентифицировать причину такой проблемы как можно быстрее, чтобы уменьшить любой последующий простой или уменьшение добычи. В то время как опытный персонал по нефтескважинному мониторингу может полагаться на свой личный опыт для диагностирования и решения подобных проблем, более автоматизированный подход, основанный на более широкой информационной базе, предлагает возможность диагностировать проблемы и предлагать более оптимальные решения в более короткий период времени.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Лучшее понимание различных раскрытых вариантов осуществления может быть получены при рассмотрении следующего подробного описания в соединении с прилагаемыми чертежами, на которых:

Фиг. 1A показывает добывающую скважину, которая является источником измеренных данных скважины и газлифтной системы.

Фиг. 1B показывает иллюстративный пользовательский интерфейс, отображаемый для мониторинга, диагностирования и оптимизации работы газлифтной системы.

Фиг. 2A-2D показывают иллюстративное использование экрана для мониторинга, диагностирования и оптимизации работы газлифтной системы.

Фиг. 3 показывает иллюстративную систему по сбору и обработке данных, подходящую для осуществления основанных на программном обеспечении вариантов осуществления систем и способов, здесь описанных.

Фиг. 4A показывает иллюстративный способ для мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы.

Фиг. 4B показывает иллюстративный способ отслеживания заданий работы газлифтной системы, который работает в соединении с описанным иллюстративным способом мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы.

Следует понимать, что чертежи и соответствующее подробное описание не ограничивает раскрытие, но, наоборот, они обеспечивают основу для понимания всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, попадающих в объем прилагаемой формулы изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Следующие параграфы описывают различные иллюстративные системы и способы для мониторинга, диагностирования и оптимизации работы газлифтной системы. Сначала будет описана иллюстративная добывающая скважина и связанная с ней система сбора и обработки данных, подходящая для сбора и обработки измеренных данных скважины и газлифтной системы. Затем следует описание серии экранов пользовательского интерфейса, где экраны представляют данные пользователю в виде части раскрытых мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы. Эти экраны генерируются системой сбора и обработки данных, которая выполняет программно-реализованные варианты раскрытых способов. Иллюстративный способ мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы раскрывается одновременно системой сбора и обработки данных. И наконец, раскрывается способ отслеживания заданий работы газлифтной системы, который дополняет раскрытый мониторинг, диагностирование и оптимизацию газлифтной системы.

Системы и способы, раскрытые здесь, работают с данными измерений, собранными из таких скважин, которые можно найти на нефте- и газодобывающих месторождениях. Такие месторождения обычно включают в себя множество добывающих скважин, которые обеспечивают доступ к флюидам резервуара под землей. Данные скважинных измерений собираются регулярно из каждой добывающей скважины для отслеживания изменений условий в резервуаре. Фиг.1A показывает пример такого сбора данных из добывающей скважины со скважиной, пробуренной в земле. Такие скважины обычно бурятся глубиной до десяти тысяч футов или более, и могут быть направлены горизонтально на почти в два раза большее расстояние. Добывающая скважина также включает в себя устье 104 обсадной колонны и обсадную колонну 106, закрепленные на месте с помощью цемента 103. Противовыбросовый превентор (ПВП) 108, подсоединенный к устью 106 обсадной колонны, и эксплуатационное устье 110 скважины, которые герметически установлены вместе в устье скважины, делают возможным безопасное и контролируемое извлечение флюидов из скважины.

Использование измерительных устройств, постоянно установленных в скважине вместе с газлифтной системой, облегчает мониторинг и контроль упомянутой газлифтной системы. Различные приемопередатчики посылают на поверхность сигналы, которые могут быть сохранены, проанализированы и использованы для оправления работой газлифтной системы. Данные скважинных измерений периодически получаются и собираются из добывающей скважины, и объединяются с измерениями из других скважин в резервуаре, позволяя осуществлять мониторинг и оценку общего состояния резервуара. Эти измерения, которые могут включать в себя забойные температуры, давления и скорости потоков, могут быть получены с использованием множества различных скважинных и наземных инструментов. Дополнительные устройства, подключенные в линию с добывающей насосно-компрессорной трубой 112, включают в себя мандрель 114 (контролирующую поток нагнетаемого газа в добывающую насосно-компрессорную трубу 112) и пэкер 122 (изолирующий зону добычи ниже пэкера от остальной части скважины).

Дополнительные наземные измерительные устройства могут быть использованы для измерения, например, давления и температуры в устье насосно-компрессорной трубы и давления в устье обсадной колонны.

Фиг. 1B показывает диаграмму иллюстративной газлифтной системы, встроенной в добывающую скважину на Фиг. 1A, и включает в себя некоторые компоненты, не показанные на Фиг. 1A, одновременно исключая некоторые другие в целях наглядности. Газ нагнетается в кольцеобразный зазор 150 между обсадной колонной 106 и добывающей насосно-компрессорной трубой 112 через газлифтный дроссель 152, который регулирует давление нагнетаемого газа. Находящийся под давлением в кольцеобразном зазоре газ, который отделен от зоны добычи пэкером 122, проходит через нагнетательный клапан 154 (установленный на мандрели 114). По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, дополнительные клапаны, такие как клапан 155, обеспечены для увеличения потока газа во время процесса разгрузки скважины (т.е. когда инициируют поток в скважине путем удаления колонны флюида для глушения скважины). Фиг. 1B показывает скважину после того, как разгрузка скважины была завершена, и дополнительный клапан 155 был закрыт. Клапаны позволяют осуществлять нагнетание газа под давлением в добывающую насосно-компрессорную трубу 112, одновременно не давая флюиду внутри насосно-компрессорной трубы вытекать обратно в кольцеобразный зазор 150. Флюид, который включает в себя нефть из формации и нагнетаемый газ, течет через добывающую насосно-компрессорную трубу 112 на поверхность через нагнетательный дроссель 154.

Возвращаясь опять к Фиг. 1A, кабель 128 обеспечивает электроэнергию для различных наземных и скважинных устройств, к которым он подсоединен (например, устройства мониторинга давления, течения и температуры газа и/или флюида), а также сигнальные линии (электрические, оптические и так далее) для передачи управляющих сигналов от контрольной панели 132 к устройствам, и для телеметрических сигналов, полученных контрольной панелью 132 от устройств. В качестве альтернативы, устройства могут быть запитаны от других источников (например, батарей), при этом обмен управляющими и телеметрическими сигналами между контрольной панелью 132 и устройствами может осуществляться беспроводным способом (например, с использованием акустической или радиосвязи) или с использованием сочетания проводного и беспроводного соединения. Контроль и мониторинг устройств может осуществляться локально персоналом месторождения с использованием пользовательского интерфейса, встроенного в контрольную панель 132, или может осуществляться с помощью компьютерной системы 45. Соединение между контрольной панелью 132 и компьютерной системой 45 может осуществляться через беспроводную сеть (например, сотовую сеть), через кабельную сеть (например, кабельное соединение с Интернетом), или через сочетание беспроводных и кабельных сетей.

По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, данные собираются с использованием каротажного инструмента, который может быть спущен при помощи кабеля в добывающую насосно-компрессорную трубу 112. В других иллюстративных вариантах осуществления, добывающая насосно-компрессорная труба 112 сначала извлекается, и затем эксплуатационный каротажный инструмент опускается в обсадную колонну 106. В любом случае, инструмент затем извлекается обратно, в то время как измерения осуществляются как функция от положения в скважине и азимутального угла. В других альтернативных вариантах осуществления, используется иногда применяемая альтернативная техника каротажа с гибкой насосно-компрессорной трубой, в которой эксплуатационный каротажный инструмент присоединяется к концу гибкой насосно-компрессорной трубы и опускается в скважину устройством подачи насосно-компрессорной трубы, расположенных сверху эксплуатационного устья 110 скважины. Как и прежде, инструмент может быть опущен как в добывающую насосно-компрессорную трубу 112 или обсадную колонну 106 после извлечения добывающей насосно-компрессорной трубы 112. Безотносительно техники, используемой для спуска и извлечения, эксплуатационный каротажный инструмент обеспечивает дополнительные данные, которые могут быть использованы в дополнение к данным, собранным из добывающей насосно-компрессорной трубы и измерительных устройств обсадной колонны. Данные эксплуатационного каротажного инструмента могут быть переданы в компьютерную систему 45 во время процесса каротажа, или, в качестве альтернативы, могут быть загружены из эксплуатационного каротажного инструмента после его извлечения.

Продолжая рассмотрение Фиг. 1A, контрольная панель 132 включает в себя удаленное терминальное устройство, которое собирает данные от скважинных измерительных устройств и направляет их в систему диспетчерского сбора и контроля данных (СДСКД), которая является частью компьютерной системы 45. В показанном иллюстративном варианте осуществления, компьютерная система 45 включает в себя набор компактных серверов 54, которые включают в себя несколько процессорных блоков, по меньшей мере, некоторые из которых обеспечивают описанную выше функциональность СДСКД. Другие процессорные блоки могут быть использованы для реализации раскрытого мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы. Компьютерная система 45 также включает в себя пользовательскую рабочую станцию 51, которая включает в себя общую систему 46 обработки. И процессорные блоки компактного сервера 54 и общая система 46 обработки предпочтительно сконфигурированы при помощи программного обеспечения, показанного на Фиг. 1A в виде съемного энергонезависимого (то есть, постоянного) носителя 52 для хранения информации, для обработки собранных данных скважины и газлифтной системы. Программное обеспечение может также включать в себя загружаемое программное обеспечение, доступ к которому осуществляется через сеть (например, через Интернет). Общая система 46 обработки подсоединена к устройству 48 отображения и устройству 50 пользовательского ввода, для обеспечения взаимодействия оператора с системным программным обеспечением 52. В качестве альтернативы, устройство отображения 48 и устройство 50 пользовательского ввода могут быть подсоединены к процессорному блоку внутри компактного сервера 54, который работает как обычная система 46 обработки пользовательской рабочей станции.

Программное обеспечение, выполняющееся на процессорных блоках компактного сервера 54 и/или на пользовательской рабочей станции 51, представляет пользователю набор экранов, показанных как иллюстративные экраны на Фиг. 2A-2D, что дает пользователю возможность определять состояние газлифтной системы и взаимодействовать с программным обеспечением для того, чтобы предпринимать действия на основании представленной информации. Фиг. 2A показывает экран 200 состояния резервуара (резервуар "Houston") с отображенными восемью скважинами резервуара (скважины c HO-001 по HO-008). Экран включает в себя секцию 202 рекомендаций, которая содержит перечень рекомендаций (отсортированных в порядке серьезности) для скважин отображаемого резервуара, карту 204 резервуара, отображающую географическое положение скважин внутри резервуара и визуально отображающую состояние каждой скважины (например, неактивна, в аварийном состоянии, с потенциалом, оптимизированная), сводную информацию 206 по количеству скважин в каждом состоянии, и текущие значения для выбранной скважины в режиме реального времени (например, HO-006 на Фиг. 2A).

Когда пользователь системы извещается о рекомендации (например, сбоя, проблема или возможность улучшения производительности), пользователь может выбрать скважину, указанную в рекомендации, для отображения сводной информации 210 по текущему состоянию скважины, как показано на Фиг. 2B. Экран позволяет пользователю просматривать текущие значения 212 измерений, таких как, например, давление в устье обсадной колонны, давление в устье насосно-компрессорной трубы и температуру в устье насосно-компрессорной трубы, а также данные 214 добычи в режиме реального времени, такие как скорости потоков флюида, скорости потоков нефти, величину фракции воды, соотношения газ/жидкость. Экран также представляет исторические данные 216 для выбранного периода времени.

Если после просмотра данных для выбранной скважины пользователь решает, что проблема, поднятая в рекомендации, требует дополнительного анализа, то пользователь может открыть диагностический экран, такой как иллюстративный экран 220, показанный на Фиг. 2C. Экран 220 включает в себя текущие значения 222 измерений, график 224 входного/выходного потоков, график 226 градиента и результаты 228 анализа. Экран может быть также использован пользователем для просмотра результатов моделирования скважины на основе узлового анализа и сравнения результатов с данными измерений. По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, применяется узловой анализ, в котором система аналитических уравнений представляет и моделирует поток и давление (выходные значение модели скважины) многофазных флюидов внутри скважины. Входные значения модели скважины могут включать в себя проницаемость резервуара, мощность резервуара, пористость резервуара, трение обсадных колон, и характеристики завершения и перфораций. В узловом анализе описанного иллюстративного варианта осуществления, скважина и окружающая ее область разделены на серию точек или узлов, каждый из которых имеет входную и выходную секцию. Входная секция включает в себя компоненты выше выбранного узла, в то время как выходная секция включает в себя компоненты ниже выбранного узла. Анализируемая добывающая система моделируется как группа компонентов, которые включают в себя породу резервуара, завершения (например, гравийная набивка, открытые/закрытые перфорации и открытый забой), вертикальные трубопроводы вертикального потока, ограничения, промысловые трубопроводы и интегрированные собирающие сети, через которые флюид втекает во входные секции и вытекает из выходных секций.

Несоответствие между значениями измерений и рассчитанными значениями модели скважины может говорить о проблеме, включая проблемы с оборудованием и/или изменения скважинных условий. Например, график 224 входного/выходного потоков на Фиг. 2C показывает несоответствие между реальной рабочей точкой (пересечение кривой Соотношения забойного давления и дебета и кривой эффективности подъема) и рабочей точкой, рассчитанной моделью скважины. Программное обеспечение, выполняемое в системе, может автоматически обнаруживать несоответствие или отвечать на команду пользователя, и в ответ на такое обнаружение или команду сравнивать измеренные условия газлифтной системы с базой данных известных состояний газлифтной системы. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, экспертная система на базе правил определяет наиболее вероятную причину измеренных условий и предлагает рекомендуемые действия для решения указанных условий. И наиболее вероятная причина и рекомендуемые действия для решения проблемы генерируются экспертной системой и представляются в нижней части экрана как результаты 228 системы анализа. Пользователь может выбрать одно или более из рекомендуемых действий для решения идентифицированных условий, приводящих к обновлению модели для отображения и условий и выбранных рекомендованных действий. Рекомендованные действия могут быть последовательно реализованы вручную персоналом месторождения (например, в ответ на уведомление о задании, созданное системой уведомления, описанной ниже). В качестве альтернативы, по меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления рекомендованные действия могут быть реализованы автоматически через команды, отдаваемые системой СДСКД в ответ на выбор пользователя, который изменяет настройки газлифтной системы на месторождении (например, устанавливает параметры нового дросселя).

Как только условия были диагностированы и скорректированы, раскрытые способы и система могут быть использованы для улучшения производительности системы. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления пользователь вызывает отображение иллюстративного экрана 230 на Фиг. 2D, который показывает текущие значения 232 измерений скважины и газлифтной системы, текущие эксплуатационные измерения, управляющие настройки 236 и график 234 производительности, сгенерированный обновленной моделью скважины. График 234 производительности показывает текущую точку производительности скважины/газлифтной системы, а также оценочные кривые производительности, рассчитанные моделью. Соответствующие значения и настройки 236 для текущей рабочей точки показаны под графиком. Когда пользователь выбирает желаемую рабочую точку, целевые значения и управляющие настройки 238 (например, настройка потока и дросселя нагнетания), соответствующие выбранной рабочей точке, также отображаются под графиком. Показанные управляющие настройки рассчитаны моделью для достижения различных целевых значений для выбранной рабочей точки (например, скорости добычи жидкости, которые получаются для заданной скорости нагнетания газа при различных настройках дросселя).

Система, которые выполняет программно-реализованный вариант осуществления описанного выше способа, показана на Фиг. 3, и иллюстративный вариант осуществления описанного способа показан на Фиг. 4A. Модули программного обеспечения показаны внутри обрабатывающей подсистемы 330 на Фиг. 3, которая выполняет функции, описанные в различных блоках на Фиг. 4A. Более конкретно, обращаясь к Фиг. 3 и Фиг. 4A, данные скважины и газлифтной системы собираются подсистемой 310 сбора данных и сохраняются модулем 332 сбора/хранения данных в базе данных в подсистеме 320 хранения данных (блок 402). Данные скважины, полученные с помощью модели 340 скважины, сравниваются с собранными данными с помощью модуля 334 сравнения (404). Несоответствия данных между результатами модели и собранными данными используются модулем 336 идентификации условий для идентификации и представления пользователю вероятных условий, вызвавших несоответствия (блок 406). Модуль 338 обновления модели обновляет модель 340 скважины на основании идентифицированных условий и соответствующей корректировки, выбранной пользователем (блок 408), и модуль 342 обновления кривой производительности генерирует кривые производительности газлифтной системы на основании данных, полученных с помощью обновленной модели скважины (блок 410). Модуль 344 рекомендованного действия идентифицирует и представляет пользователю список управляющих значений и/или других действий (например, настройки дросселя и скорость нагнетания газа), рассчитанные для получения устойчивой производительности газлифтной системы с выбранной рабочей точкой (например, в или около рабочей точки в пределах определенной величины допуска; блок 412), из которого пользователь выбирает настройки/действия, которые принимаются модулем 344 рекомендованного действия (блок 414), заканчивая способ 400 (блок 416). По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, модуль 344 рекомендованного действия также инициирует изменения одной или более настроек газлифтной системы в ответ на принятие пользовательского выбора (например, путем выпуска уведомления о задании для персонала месторождения, как описано ниже, или путем вызова команды системы СДСКД, которая автоматически изменяет соответствующие настройки газлифтной системы).

Описанные выше системы и способы могут быть дополнены системой уведомления о заданиях (реализованной, например, модулем 346 уведомления о заданиях на Фиг. 3), который извещает оператора месторождения об интересующих скважинных условиях при их появлении, и это позволяет осуществлять мониторинг и отслеживание таких условий по мере из развития, от обнаружения до анализа, коррекции и решения. Внутри каждой фазы может быть реализован механизм авторизации, требующий, чтобы диспетчеры авторизовали операторов и/или инженеров перед тем, как им будет позволено выполнить корректирующее действие. Фиг. 4B показывает иллюстративный способ 450, который реализует такую систему уведомления о заданиях. Когда рекомендация генерируется системой мониторинга, диагностики и оптимизации во время сбора данных (например, если измеренное значение превышает пороговое значение или находится за пределами диапазона допустимых значений), также генерируется сообщение (блок 452) и создается уведомление о задании (блок 454). Сообщение может включать в себя, например, электронные письма, автоматизированные текстовые сообщения и/или страницы, которые отсылаются получателям на основании природы исходного условия в соответствии с предварительно настроенными списками рассылки. По мере выполнения процесса диагностики и коррекции сбоя или проблемы и/или во время улучшения производительности скважины/газлифтной системы, уведомление о задании обновляется для отражения предпринимаемых действий. Такое действие может включать в себя назначение сотрудника для решения исходного условия (блок 456), любые необходимые авторизации, корректировки оборудования, ремонт и/или замену, и окончательное решение/удаление условия (блок 458), завершая способ (блок 460). По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления дополнительное сообщение генерируется каждый раз, когда обновляется уведомление о задании. По меньшей мере, некоторые обновления уведомлений о задании могут быть выполнены автоматически системой мониторинга, диагностики и оптимизации, в то время как другие могут быть выполнены вручную пользователями системы. Пользователю может быть предоставлен доступ к уведомлению о задании, или только на просмотр или для обновления, в соответствии со структурой прав доступа, аналогичной той, что используется в обычной компьютерной файловой системе.

Вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя способ для мониторинга, диагностики и оптимизации работы газлифтной системы, которая включает в себя сбор данных измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и дополнительное хранение данных измерений; сравнение данных измерений с рассчитанными данными, сгенерированным моделью скважины; идентификацию одного или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными; обновление модели скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий; генерацию множества кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и представление пользователю одного или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.

Способ может дополнительно включать в себя принятие выбора рабочей точки газлифтной систем и инициирование изменения одной или более настроек газлифтной системы в ответ на принятие выбора.

Способ может дополнительно включать в себя идентификацию одного или более вероятных условий путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.

Способ может дополнительно включать в себя данные измерений, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.

Способ может дополнительно включать в себя данные, представляющие состояние газлифтной системы, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.

Способ может дополнительно включать в себя генерацию рекомендательного сообщения, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки; создание уведомления отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению; обновление уведомления отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения; обновление уведомления отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и генерацию дополнительного рекомендательного сообщения и отсылку соответствующего дополнительного сообщения одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.

Способ может дополнительно включать в себя представление, по меньшей мере, одному или более пользователям текущего состояния уведомления отслеживания задания.

Способ может дополнительно включать в себя определение факта, когда, по меньшей мере, один или более пользователей просмотрели или обновили уведомление отслеживания задания на основании структуры прав доступа.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя систему мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, которая включает в себя память, в которой хранится программное обеспечение системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, и один или более процессоров, подсоединенных к памяти. Программное обеспечение заставляет один или более процессоров собирать данные измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и далее хранить данные измерений; сравнивать данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированным моделью скважины; идентифицировать одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными; обновлять модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий; генерировать множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и

представлять пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.

Программное обеспечение, включенное в систему, может дополнительно заставлять один или более процессоров принимать выбор рабочей точки газлифтной системы, и инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на подтверждение выбора.

Программное обеспечение, включенное в систему, может дополнительно реализовывать экспертную систему на базе правил, которая определяет одно или более вероятных условий, по меньшей мере, частично, путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.

Система может дополнительно включать в себя данные измерений, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.

Система может дополнительно включать в себя данные, представляющие состояние газлифтной системы, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.

Программное обеспечение, включенное в систему, может дополнительно заставлять один или более процессоров генерировать рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки; создавать уведомления отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению; обновлять уведомления отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения; обновлять уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и генерировать дополнительное рекомендательное сообщение и отсылать соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.

Еще один вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя энергонезависимый носитель для хранения информации, содержащий программное обеспечение системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, которое включает в себя модуль сбора и хранения данных, который собирает данные измерений, представляющие состояние газлифтной системы внутри скважины, и далее сохраняет данные измерений; модуль сравнения, который сравнивает данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины; модуль идентификации условия, который идентифицирует одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными; модуль обновления модели, который обновляет модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий; модуль генерации кривых производительности, который генерирует множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и модуль рекомендованных действий, который представляет пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.

Модуль рекомендованных действий, включенный в носитель для хранения информации, может дополнительно заставлять принимать выбор рабочей точки газлифтной системы, и инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на выбор.

Модуль идентификации условия, включенный в носитель для хранения информации, может дополнительно включать в себя программное обеспечение экспертной системы на базе правил, которая идентифицирует одно или более вероятных условий, по меньшей мере, частично, путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.

Данные измерений, которые собираются и сохраняются программным обеспечением, включенным в носитель для хранения информации, могут дополнительно включать в себя данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.

Данные, представляющие состояние газлифтной системы, которые собираются и сохраняются программным обеспечением, включенным в носитель для хранения информации, могут дополнительно включать в себя данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.

Носитель для хранения информации может дополнительно включать в себя модуль уведомления о заданиях, который генерирует рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки; создает уведомление отслеживания задания, соответствующее рекомендательному сообщению; обновляет уведомления отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения; обновляет уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и генерирует дополнительное рекомендательное сообщение и отсылает соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.

Множество других модификаций, эквивалентов и альтернатив станут понятны специалистам в данной области техники при полном рассмотрении приведенного выше раскрытия. Например, несмотря на то что, по меньшей мере, некоторые реализации программного обеспечения были описаны как включающие в себя модули, выполняющие конкретные функции, другие варианты осуществления могут включать в себя программное обеспечение, которое совмещает в себе функции описанных здесь модулей. Также предполагается, что при увеличении производительности компьютерной системы, в будущем может быть возможно реализовать описанные выше основанные на программном обеспечении варианты осуществления с использованием гораздо более компактного оборудования, делая возможным выполнение описанного мониторинга, диагностики и оптимизации с использованием локальных систем (например, систем, работающих в каротажном тягаче, расположенном рядом с резервуаром). Дополнительно, несмотря на то что, по меньшей мере, некоторые элементы вариантов осуществления настоящего раскрытия описаны в контексте мониторинга данных в режиме реального времени, системы, которые используют записанные ранее данные (например, "системы воспроизведения данных") и/или данные моделирования (например, тренировочные симуляторы) также находятся в объеме раскрытия. Предполагается, что следующая формула изобретения должна интерпретироваться как охватывающая все такие модификации, эквиваленты и альтернативы там, где этот применимо.