EA005604B1 - Определение оптимальных характеристик пластового резервуара, буровой скважины и наземных распределительных сетей - Google Patents

Определение оптимальных характеристик пластового резервуара, буровой скважины и наземных распределительных сетей Download PDF

Info

Publication number
EA005604B1
EA005604B1 EA200300855A EA200300855A EA005604B1 EA 005604 B1 EA005604 B1 EA 005604B1 EA 200300855 A EA200300855 A EA 200300855A EA 200300855 A EA200300855 A EA 200300855A EA 005604 B1 EA005604 B1 EA 005604B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
target
borehole
specified
actual
signals
Prior art date
Application number
EA200300855A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200300855A1 (ru
Inventor
Дейвид Дж. Росси
Джеймс Дж. Флинн
Original Assignee
Шлумбергер Холдингс Лимитид
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлумбергер Холдингс Лимитид filed Critical Шлумбергер Холдингс Лимитид
Publication of EA200300855A1 publication Critical patent/EA200300855A1/ru
Publication of EA005604B1 publication Critical patent/EA005604B1/ru

Links

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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/22—Fuzzy logic, artificial intelligence, neural networks or the like

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Flow Control (AREA)
  • Control Of Fluid Pressure (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Control Of Heat Treatment Processes (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Abstract

Способ и соответствующее устройство для непрерывного определения оптимальных характеристик пластового резервуара, буровой скважины и наземной распределительной сети путем использования данных текущего контроля и скважинных регулирующих устройств для непрерывного изменения положения скважинного интеллектуального регулирующего клапана (ICV) до тех пор, пока набор характеристик, связанных с "фактическими" данными, подвергаемыми текущему контролю, не становятся приблизительно равными набору характеристик, связанных с "целевыми" данными, или не становятся незначительно отличными от них, что обеспечивается посредством имитатора пластового резервуара. Управляющие импульсы, имеющие заданную сигнатуру, передают вниз по скважине, в соответствии с чем изменяют положение скважинного интеллектуального регулирующего клапана. В ответ на это, датчик генерирует сигналы, представляющие "фактические" данные текущего контроля. Имитатор, который моделирует слой пластового резервуара, обеспечивает "целевые" данные. Вычислительное устройство принимает "фактические" данные и "целевые" данные и в том случае, если "фактические" данные не являются приблизительно равными "целевым" данным, то вычислительное устройство выполняет машинную программу "процесса текущего контроля и управления", которая изменяет заданную сигнатуру управляющего импульса на вторую и отличную заданную сигнатуру. Новый импульс, имеющий вторую заданную сигнатуру, передают вниз по скважине, и вышеуказанный процесс повторяют до тех пор, пока "фактические" данные, принимаемые вычислительным устройством, не станут приблизительно равными "целевым" данным.

Description

Предпосылки для создания настоящего изобретения
Предмет настоящего изобретения относится к способу, который может быть реализован и осуществлен на практике в вычислительном устройстве для преобразования данных текущего контроля, которые могут содержать данные текущего контроля в реальном масштабе времени или не в реальном масштабе времени, при принятии решения в определении оптимальных характеристик нефтяного и/или газового пластового резервуара, как правило, путем открывания или закрывания скважинных интеллектуальных (программируемых) регулирующих клапанов (1СУ).
В нефтяной и газовой промышленности скважинные интеллектуальные регулирующие клапаны монтируют в буровых скважинах для регулирования скорости потока текучей среды в отдельные пластовые резервуары или из отдельных пластовых резервуаров. Скважинные интеллектуальные регулирующие клапаны (1СУ) описаны, например, Дж. Алджерой и др. Управление пластовыми резервуарами издалека, Т11С ΘίΙΓίοΙά Ρονίο\ν (1999), 11 (3), стр. 18-29. В буровых скважинах также часто монтируют различные типы измерительной аппаратуры текущего контроля, например, манометры и расходомеры многофазных потоков, описанные в А. Бейкер и др. Постоянный текущий контроль - наблюдение динамики пластового резервуара в течение срока службы, ТПс ΘίΙΓίοΙά Ρονίον (1995), 7(4), стр. 32-46, и А. Бимер и др. От скважин до трубопровода, решения промыслового масштаба, ТПс ΟίΙΓίοΙά Ρονίον (1998), 10 (2), стр. 2-19. В этой заявке описан способ преобразования данных текущего контроля (данных текущего контроля в реальном масштабе времени или не в реальном масштабе времени) при решении в отношении определения оптимальных характеристик нефтяного или газового пластового резервуара, как правило, путем открывания или закрывания скважинных интеллектуальных регулирующих клапанов в нефтяном или газовом пластовом резервуаре.
Краткое изложение сущности настоящего изобретения
Соответственно, процесс текущего контроля и управления осуществляют на практике в аппарате для текущего контроля и управления, который расположен в устье буровой скважины в вычислительном устройстве, которое расположено на поверхности буровой скважины, и в скважине в вычислительном устройстве, расположенном в буровой скважине. Часть аппарата текущего контроля и управления, которая расположена в устье буровой скважины (ниже называемая в этой заявке устьевая часть аппарата текущего контроля и управления), ответственна за множество данных текущего контроля, причем данные текущего контроля принимают из той части аппарата для текущего контроля и управления, которая расположена в скважине и называемой ниже в этой заявке скважинной частью аппарата текущего контроля и управления. Скважинная часть аппарата текущего контроля фактически состоит из испытательной системы буровой скважины, которая расположена в стволе буровой скважины. Функциями устьевой части аппарата текущего контроля и управления являются избирательные изменения положения интеллектуального регулирующего клапана, который расположен в скважинной части аппарата текущего контроля и управления, причем положение интеллектуального регулирующего клапана в скважинном аппарате изменяют между открытым и закрытым положениями для поддержания фактического совокупного объема воды, который выпускают из слоя пластового резервуара в ствол скважины (или нагнетают в слой пластового резервуара), приблизительно равным целевому совокупному объему воды (то есть целевому значению), который желателен для выпуска из слоя пластового резервуара в ствол скважины (или нагнетания в слой пластового резервуара).
Программа моделирования, реализованная в отдельном компьютере автоматизированного рабочего места, моделирует слой пластового резервуара и прогнозирует целевой совокупный объем воды (или текучей среды пластового резервуара), который будет выпускаться из слоя пластового резервуара (или будет нагнетаться в слой пластового резервуара). Открытое или закрытое положение интеллектуального регулирующего клапана (1СУ) в скважинной части аппарата текущего контроля и управления должно быть изменено особым образом, особым способом и с особой скоростью для того, чтобы гарантировать то, что фактический совокупный объем воды (или другой текучей среды пластового резервуара), который выпускается из слоя пластового резервуара (или нагнетается в слой пластового резервуара), приблизительно равен целевому совокупному объему воды (или другой текучей среды пластового резервуара), который прогнозируется для выпуска из слоя пластового резервуара (или прогнозируется для нагнетания в слой пластового резервуара). Это является функцией устьевой части аппарата для текущего контроля и управления изменять открытое и закрытое положение интеллектуального регулирующего клапана скважинного аппарата особым образом и особым способом и с особой скоростью для того, чтобы гарантировать то, что фактический совокупный объем воды (или другой текучей среды пластового резервуара), которую выпускают из слоя пластового резервуара (или нагнетают в слой пластового резервуара), приблизительно равен целевому совокупному объему воды (или другой текучей среды пластового резервуара), который прогнозируется для выпуска из слоя пластового резервуара (или прогнозируется для нагнетания в слой пластового резервуара). Если положение интеллектуального регулирующего клапана скважинного аппарата не может быть изменено устьевым аппаратом особым образом, особым способом и с особой скоростью для того, чтобы гарантировать то, что фактический совокупный объем воды или текучей среды приблизительно равен целевому совокупному объему воды или текучей среды, то значение величины целевого совокупного объема воды или текучей среды, которое прогнозиру-1005604 ется программой моделирования, которая реализована в отдельном компьютере автоматизированного рабочего места, должно быть изменено (называемое ниже в этой заявке измененным целевым совокупным объемом воды или текучей среды) После этого, как только это изменение целевого значения имело место, указанный выше процесс повторяют; однако теперь целевой совокупный объем воды или текучей среды равен измененному целевому совокупному объему воды или текучей среды.
Дополнительный объем применимости настоящего изобретения станет очевидным из подробного описания, которое приведено ниже. Однако должно быть очевидным, что подробное описание и характерные примеры, хотя и представляют предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения, приведены только для иллюстрации, поскольку различные изменения и модификации, находящиеся в пределах сущности и объема настоящего изобретения, станут очевидными квалифицированному специалисту в этой области техники после ознакомления со следующим подробным описанием.
Краткое описание чертежей
Полное понимание настоящего изобретение будет получено из подробного описания предпочтительного варианта осуществления, приведенного ниже, сделанного со ссылкой на сопроводительные чертежи, которые даны только для иллюстрации и не предназначены для ограничения настоящего изобретения, на которых показаны фиг. 1-11 - кривые, отображающие зависимость совокупного зонального нагнетания от времени (в неделях);
фиг. 12 - процесс текущего контроля и управления, соответствующий настоящему изобретению;
фиг. 13 - часть медленной прогнозирующей модели процесса текущего контроля и управления, иллюстрируемого на фиг. 12;
фиг. 14 - часть быстрой промысловой модели процесса текущего контроля и управления, иллюстрируемого на фиг. 12;
фиг. 15-17 - пример интеллектуального регулирующего клапана (1СУ), который может быть расположен в испытательной системе буровой скважины, которая выполнена с возможностью размещения в стволе буровой скважины; и фиг. 18 и 19 - система, предусматривающая использование процесса текущего контроля и управления, соответствующего настоящему изобретению, приспособленная для изменения положения интеллектуального регулирующего клапана (1СУ) в ответ на выходные сигналы, принимаемые от одного или более датчиков текущего контроля, и осуществление процесса текущего контроля и управления, соответствующего настоящему изобретению.
Подробное описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения
На фиг. 15-19 приведены иллюстрации примера системы, содержащей интеллектуальный регулирующий клапан (1СУ), расположенный в испытательной системе буровой скважины и выполненный с возможностью размещения в стволе буровой скважины.
На фиг. 15 приведена иллюстрация испытательной системы 10 буровой скважины. Испытательная система 10 буровой скважины, иллюстрируемая на фиг. 15, описана в патентах США №№ 4796699, 4915168, 4896722 и 4856595, выданных Апчарчу, описания которых включены в описание этой заявки в качестве ссылки. Испытательная система 10 буровой скважины содержит интеллектуальный регулирующий клапан (1СУ) 12, который действует в ответ на множество интеллектуальных управляющих импульсов 18, которые предаются в скважину с поверхности.
На фиг. 16 иллюстрируется множество управляющих импульсов 18. Каждый импульс 18 или пара импульсов 18, имеет уникальную сигнатуру (характеристику), причем сигнатура состоит из заданной длительности импульса, и/или заданной амплитуды, и/или заданного времени нарастания, которые могут быть отрегулированы/изменены, изменяя в соответствии с этим сигнатуру для управления интеллектуальным регулирующим клапаном 12, иллюстрируемым на фиг. 15.
Как иллюстрируется на фиг. 17, интеллектуальный управляющий клапан 12, иллюстрируемый на фиг. 15, содержит командный датчик 14, выполненный с возможностью приема управляющих импульсов 18, иллюстрируемых на фиг. 16, а командная приемная плата 16 принимает выходные сигналы от командного датчика 14 и генерирует сигналы, которые поддаются считыванию платой 20 контроллера. Плата 20 контроллера содержит, по меньшей мере, один микропроцессор. Микропроцессор хранит машинную программу, которая может быть выполнена процессором микропроцессора. Одним примером машинной программы является машинная программа, описанная в патенте США № 4896722, выданном Апчарчу, описание которого включено в эту заявку в качестве ссылки. В ответ на управляющие импульсы 18, которые имеют заданную сигнатуру, которые принимаются командным датчиком 14, микропроцессор на плате 20 контроллера интерпретирует/декодирует эту заданную сигнатуру (которая содержит длительность импульса, и/или заданную амплитуду, и/или заданное время нарастания управляющих импульсов 18) и чувствительна к ней, микропроцессор на плате 20 контроллера ищет собственное запоминающее устройство для особой машинной программы, имеющей особую сигнатуру, которая соответствует заданной сигнатуре или согласуется с заданной сигнатурой управляющих импульсов 18. Если особая сигнатура, хранимая в запоминающем устройстве микропроцессора, найдена и она соответствует заданной сигнатуре, то особая машинная программа, которая соответствует особой сигнатуре,
-2005604 выполняется процессором микропроцессора. Как результат выполнения особой машинной программы процессором, микропроцессор, расположенный на плате 20 контроллера, возбуждает плату 22 соленоидного привода, которая, в свою очередь, открывает и закрывает затвор (8У1 и 8У2) 12А интеллектуального регулирующего клапана 12, иллюстрируемого на фиг. 15. Эта операция достаточно хорошо описана в патентах США №№ 4796699, 4915168, 4896722 и 4856595, выданных Апчарчу, описания которых уже были включены в описание этой заявки в качестве ссылки.
На фиг. 18 иллюстрируется простая испытательная система буровой скважины, содержащая интеллектуальный регулирующий клапан (1СУ). Как показано на фиг. 18, управляющие импульсы 18, иллюстрируемые на фиг. 16 и имеющие заданную сигнатуру, передают вниз по скважине к интеллектуальному регулирующему клапану (1СУ) 12. В ответ на это затвор 12 А, относящийся к интеллектуальному регулирующему клапану 12, открывается и/или закрывается заданным способом, когда микропроцессор, расположенный на плате 20 контроллера (иллюстрируемый на фиг. 17) интеллектуального регулирующего клапана 12, выполняет особую машинную программу, записанную в нем, так как описано выше со ссылкой на фиг. 15, 16 и 17. Текучая среда ствола буровой скважины протекает в насоснокомпрессорной колонне, испытательной системы буровой скважины. После того как текучая среда ствола буровой скважины потечет внутри насосно-компрессорной колонны один или более датчиков 24 текущего контроля начинают измерять и осуществлять текущий контроль давления, скорости потока текущей среды и другие данные, касающиеся текучей среды ствола буровой скважины, протекающей внутри насосно-компрессорной колонны. Датчики 24 текущего контроля начинают передавать сигналы 24А данных текущего контроля вверх к устью буровой скважины.
Как показано на фиг. 18, заданная сигнатура управляющих импульсов 18 может быть изменена. Если заданную сигнатуру управляющих импульсов 18 изменяют на другую заданную сигнатуру и если указанную другую заданную сигнатуру нового набора управляющих импульсов 18 передают вниз по скважине к интеллектуальному регулирующему клапану 12, то затвор 12А интеллектуального регулирующего клапана 12 теперь будет открываться и/или закрываться другим заданным способом, который отличается от предварительно описанного заданного способа, связанного с вышеуказанной заданной сигнатурой управляющих импульсов 18. Каждый раз, когда заданная сигнатура управляющих импульсов 18 изменяется и передается вниз по стволу буровой скважины, затвор 12А интеллектуального регулирующего клапана 12 может открываться и/или закрываться разным заданным способом и, как результат, давление и скорость потока текучей среды ствола буровой скважины, проходящего в насоснокомпрессорной колонне, иллюстрируемой на фиг. 18, будут соответственно изменяться и как результат датчики 24 текущего контроля будут измерять это измененное давление и скорость потока текучей среды ствола буровой скважины, проходящего в насосно-компрессорной колонне, и будут генерировать выходной сигнал, представляющий эти измененные давление и скорость потока, который передается наверх к устью скважины. Например, так, как это описано в патенте США № 4896722, выданном Апчарчу, который уже был включен в описание этой заявки в качестве ссылки.
На фиг. 19 иллюстрируется простая испытательная система буровой скважины, содержащая интеллектуальный регулирующий клапан 12, иллюстрируемый на фиг. 18; однако на фиг. 19 иллюстрируется вычислительное устройство 30, выполненное с возможностью расположения на поверхности ствола буровой скважины и хранения машинной программы 30А процесса текущего контроля и управления. Помимо этого, на фиг. 19 иллюстрируется также имитатор, известный как скрытый имитатор 32, выполненный с возможностью моделирования и имитации характеристик слоя нефтяного пластового резервуара. Как показано на фиг. 19, если датчики 24 текущего контроля передают свои выходные сигналы 24А вверх к устью буровой скважины, представляющие давление, и/или скорость потока, и/или другие данные текучей среды буровой скважины, проходящей в насосно-компрессорной колонне испытательной системы буровой скважины, иллюстрируемой на фиг. 19, то эти выходные сигналы 24А будут приняты вычислительным устройством 30, которое расположено на поверхности ствола буровой скважины. Вычислительное устройство 30 хранит машинную программу, известную как процесс текущего контроля и управления, в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения. Выходные сигналы 24А, которые генерируются датчиками 24 текущего контроля, будут ниже называться фактическими сигналами, например фактической скоростью потока или фактическим давлением и так далее, поскольку выходные сигналы 24 А определяют значение фактической скорости потока и/или фактического давления текучей среды ствола буровой скважины, поток которой проходит в насосно-компрессорной колонне испытательной системы буровой скважины, иллюстрируемой на фиг. 19. Когда вычислительное устройство 30 выполняет процесс 30А текущего контроля и управления в ответ на фактические сигналы 24А, вычислительное устройство 30 генерирует выходной сигнал, который, в конечном счете, изменяет сигнатуру интеллектуальных управляющих импульсов 18, как показано на фиг. 19. Между тем, как показано на фиг. 19, скрытый имитатор 32 моделирует и имитирует характеристики слоя нефтяного пластового резервуара, показанного на фиг. 19, и, как результат, скрытый имитатор 32 прогнозирует скорость потока, и/или давление, и/или другие данные, связанные с текучей средой ствола буровой скважины, которая выпускается из перфорационных отверстий 34, иллюстрируемых на фиг. 19, как указано на фиг. 19 ссылочным номером 36. Скрытый имитатор может быть получен по лицензии или иначе доступен из
-3005604 компании 8сй1итЬегдег Тесйпо1о§у Согрогайоп, заключающей сделки через отделение 8сй1итЬегдег 1пГогтайоп 8о1ийоп, находящееся в Хьюстоне, штат Техас. Выход, показанный стрелками 38, скрытого имитатора 32, иллюстрируемого на фиг. 19, представляет скорость потока, и/или давление, и/или другие данные, связанные с текучей средой ствола буровой скважины, которая, как прогнозирует скрытый имитатор 32, будет выпускаться из перфорационных отверстий 34, иллюстрируемых на фиг. 19. Как результат, выход, показанный стрелками 38, генерируемый скрытым имитатором 32, иллюстрируемым на фиг. 19, представлен целевыми сигналами 38, например, целевой скоростью потока 38, и/или целевым давлением 38, и/или целевыми другими данными 38, которые скрытый имитатор 32 прогнозирует, связанными с текучей средой ствола буровой скважины, которая будет выпускаться из перфорационных отверстий 34, показанных на фиг. 19.
В процессе работы, как показано на фиг. 17, 18 и 19, интеллектуальные управляющие импульсы 18, имеющие заданную сигнатуру, передают вниз по скважине и импульсы 18 принимаются интеллектуальным регулирующим клапаном 12. Указанная заданная сигнатура импульсов 18 принимается командным датчиком 14 и, в конечном счете, платой 20 контроллера. Заданная сигнатура расположена в запоминающем устройстве микропроцессора на плате 20 контроллера, особая машинная программа, соответствующая заданной сигнатуре и хранимая в запоминающем устройстве микропроцессора, выполняется, и, как результат, затвор 12 А интеллектуального регулирующего клапана 12 открывается и/или закрывается заданным способом в соответствии с выполнением особой машинной программы. Текучая среда ствола буровой скважины, имеющая скорость потока, давление и другие характерные данные теперь течет в насосно-компрессорной колонне испытательной системы буровой скважины, иллюстрируемой на фиг. 19. Теперь датчики 24 текущего контроля будут воспринимать фактическую скорость потока, и/или фактическое давление, и/или другие фактические данные, связанные с текучей средой ствола буровой скважины, поток которой проходит внутри насосно-компрессорной колонны, иллюстрируемой на фиг. 19, и выходные сигналы 24А, представляющие эти фактические данные, генерируются датчиками 24. Эти выходные сигналы 24А предусматриваются как входные данные в вычислительное устройство 30, которое может быть расположено на поверхности ствола буровой скважины. Между тем, скрытый имитатор 32 прогнозирует целевую скорость потока, и/или целевое давление, и/или другие целевые данные, связанные с текучей средой ствола буровой скважины, которая, как предсказывается, будет вытекать из перфорационных отверстий 34, показанных на фиг. 19, а выходные сигналы 38, генерируемые скрытым имитатором 32, представляют целевые данные Эти выходные сигналы 38 также предусмотрены как входные данные в вычислительное устройство 30, которое может быть расположено на поверхности ствола буровой скважины. Теперь вычислительное устройство 30 принимает как (1) фактические данные 24А, поступающие от датчиков 24, так и (2) целевые данные 38, поступающие от имитатора 32. Вычислительное устройство 30 сравнивает фактические данные 24 с целевыми данными 38. Если фактические данные значительно не отклоняются от целевых данных 38, то вычислительное устройство 30 не изменит заданную сигнатуру интеллектуальных управляющих импульсов 18. Однако допустим, что фактические данные 24 на самом деле значительно отклоняются от целевых данных 38 В этом случае вычислительное устройство 30 будет выполнять машинную программу, которая хранится в нем, которая известна как процесс текущего контроля и управления в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения. При выполнении вычислительным устройством 30 процесса текущего контроля и управления, заданная сигнатура интеллектуальных управляющих импульсов 18 изменяется на другую, отличающуюся сигнатуру, которая, как известно, названа другой заданной сигнатурой. Теперь генерируется другой набор управляющих импульсов 18, который имеет сигнатуру, которая соответствует указанной другой заданной сигнатуре. Этот новый набор управляющих импульсов 18 передается вниз по буровой скважине и, как результат, затвор 12А интеллектуального регулирующего клапана 12 открывается и/или закрывается другим заданным способом, который отличается от предварительно описанного заданного способа; например, затвор 12А может теперь открыться и закрыться со скоростью, которая отличается от используемой ранее скорости открывания и закрывания. Как результат, текучая среда ствола буровой скважины, выпускаемая из перфорационных отверстий 34, теперь потечет через затвор 12А и вверх к устью буровой скважины к поверхности при скорости потока и/или давлении, которые теперь отличаются от прежних скорости потока и/или давления текучей среды ствола буровой скважины, текущей вверх к устью буровой скважины. Датчик 24 будет измерять скорость потока и/или давление и датчиком 24 будут генерироваться новые фактические сигналы 24А. Эти новые фактические сигналы будут сравниваться в вычислительном устройстве 30 с целевыми сигналами из имитатора 32 и, если фактические сигналы значительно отличаются от целевых сигналов, то еще раз будет выполняться процесс текущего контроля и управления и, как результат, сигнатура управляющих импульсов 18 будет снова изменена и вниз по буровой скважине будет передан новый третий набор управляющих импульсов 18. Вышеуказанный процесс и процедура будут повторяться до тех пор, пока фактические сигналы 24А не станут незначительно отличаться от целевых сигналов 38. Если фактические сигналы 24А остаются значительно отличными от целевых сигналов 38, то скрытый имитатор 32 будет регулировать целевые сигналы 38 до нового значения и вы
-4005604 шеуказанный процесс повторится снова до тех пор, пока фактические сигналы 24 А не станут приблизительно равными целевым сигналам 38 (то есть несущественно отличными от целевых сигналов 38.
В описании, приведенном выше, мы описали один клапан в одной буровой скважине и импульс для регулирования одного клапана в одной буровой скважине. Обычному специалисту в этой области техники будет очевидно, что описание, которое было приведено выше, может быть распространено на любое множество клапанов в одной буровой скважине или на множество клапанов во множестве буровых скважин. Кроме того, вместо управления интеллектуальным регулирующим клапаном можно использовать вышеуказанный процесс в вышеприведенном описании для управления процессом активного подъема скважинной текучей среды, например, с помощью (1) электрического насоса, способного действовать, будучи погруженным в воду, (2) газлифта, (3) насоса-качалки с балансирным уравновешиванием, (5) струйного насоса и (6) скважинного сепаратора.
Детальная структура процесса текущего контроля и управления 30А, иллюстрируемого на фиг. 18 и фиг. 19 в соответствии с настоящим изобретением, описана ниже со ссылкой на сопроводительные чертежи, приведенные на фиг. 1-14. На фиг. 12, 13 и 14 иллюстрируется последовательность выполняемых действий или блок-схема процесса текущего контроля и управления 30А.
Процесс текущего контроля и управления, соответствующий настоящему изобретению, иллюстрируется на фиг. 1-14. Перед объяснением последовательности выполняемых действий, приведенной на фиг. 12, 13 и 14, мы начинаем это описание с простого примера для пояснения этого феномена со ссылкой на фиг. 1-11.
Рассмотрим случай одного слоя нефтяного пластового резервуара. Пластовый резервуар пересекается буровой скважиной с интеллектуальным регулирующим клапаном, расположенным в слое (смотри ссылку 1, приведенную ниже). Клапан обеспечивает возможность изменения скорости движения текучей среды между пластовым резервуаром и внутренней областью буровой скважины путем изменения положения клапана. Предположим, что буровую скважину используют для нагнетания воды в нефтеносный слой для того, чтобы помочь проталкиванию нефти к другой буровой скважине, которая производит нефть из этого слоя пластового резервуара. Кроме того, предположим, что в результате предшествующих прогнозов или числового моделирования пластового резервуара и буровой скважины было определено, что идеальным способом нагнетания воды в слой является нагнетание с низкой постоянной скоростью. При постоянной скорости совокупная или промежуточная сумма воды прямолинейно увеличивается в функции от времени, как иллюстрируется на фиг. 1. В нижней части фиг. 1 показано, что скважинный дроссель (интеллектуальный регулирующий клапан) позиционируют в первом из четырех возможных положений отверстия для впуска или выпуска текучей среды. Прямолинейную общую тенденцию называют целью, поскольку она обеспечивает оптимальную скорость и является желательной для поддержания нагнетания воды как можно более близко к этой линии.
Предположим, что пластовый резервуар начинает выпуск продукции и в течение пускового периода (времени ввода пластового резервуара в действие) воду нагнетают в буровую скважину так, как это было запланировано. На фиг. 2 иллюстрируется ситуация, имеющая место через две недели. Фактическое совокупное нагнетание представляет собой волнистую линию, обвивающую цель, означая, что процесс нагнетания воды в слой продолжается без проблемы.
На фиг. 3 иллюстрируется ситуация, которая имеет место через четыре недели. Теперь, возможно, вследствие отказа источника нагнетания воды скорость нагнетания упала до нуля, а совокупные уровни кривой нагнетания приобрели нулевой наклон. Теперь фактический совокупный нагнетаемый объем находится значительно ниже требуемого целевого значения.
На фиг. 4 показан результат оценки того, что случится, если скважинный дроссель (интеллектуальный регулирующий клапан (1СУ)) перемещается в положение 2. Кружок показывает, что отверстие клапана переместит производство в верхнем направлении. По этой причине решено открыть интеллектуальный регулирующий клапан (1СУ) и продолжать добычу, как иллюстрируется на фиг. 5.
Теперь после десяти недель нагнетания фактическое совокупное нагнетание следует цели, но снова имеет место смещение ниже целевого значения. На фиг. 6, как и на фиг. 4, иллюстрируется оценка ситуации для того, чтобы увидеть, что случится, если интеллектуальный регулирующий клапан (1СУ) снова сместится на одно положение в положение 3. Это сместит совокупную добычу в положительном направлении (вверх), итак решено сделать это.
На фиг. 7 иллюстрируется результат продолжающейся добычи с интеллектуальным регулирующим клапаном (1СУ) в положении 3 из четырех. Теперь, к сожалению, совокупный объем не увеличивается вблизи цели. Кроме того, как показано на фиг. 8, оценка того, что случится, если клапан открыт в последнем четвертом положении, показывает, что этой коррекции не достаточно для возврата совокупного нагнетания к цели. Действительно, как показано на фиг. 9, после пятнадцати недель работы несоответствие между фактической кривой и целевой кривой недопустимо велико.
На фиг. 10 показано, что в это время необходимо повторно оценить общее поведение числовой модели пластового резервуара и определить новую цель (начиная с пятнадцатой недели), допуская, что клапан остается в положении 4.
-5005604
На фиг. 11 показано, что, продолжая при новой скорости нагнетания, фактическая и целевая кривые совмещаются и процесс продолжается без проблемы.
Только что описанный простой пример иллюстрирует способ регулирования скважинных регулирующих клапанов на основе частого (например, в час-день) текущего контроля данных, например, давления или скорости потока в скважине в слое нефтяного или газового пластового резервуара.
На фиг. 12-14 приведена серия из трех диаграмм последовательности выполняемых действий. На фиг. 12 приведен высокий уровень обобщения последовательности выполняемых действий. Фиг. 12 содержит медленный цикл и быстрый цикл, причем как медленный цикл, так и быстрый цикл показаны более подробно на фиг. 13 и фиг. 14, соответственно.
Ниже приведено описание этих подробных последовательностей выполняемых действий.
Последовательность выполняемых действий определения оптимальных характеристик промысла
На фиг. 12 иллюстрируется последовательность выполняемых действий высокого уровня; отдельные действия или задачи пронумерованы и обозначены индексами для текста, приведенного ниже. Эта последовательность выполняемых действий содержит медленный цикл и быстрый цикл (описанные в приложениях 2 и 3, приведенных ниже), которые, как показано, взаимодействуют на высоком уровне. В медленном цикле для определения оптимального будущего развития промысла используют моделирование пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин. Быстрый цикл преобразует результаты медленного цикла в повседневные оперативные управления добычей, например, регулировки интеллектуальных регулирующих клапанов, и так далее. В общем, ожидается, что последовательность выполняемых действий содержит следующие серии действий по моделированию и планированию:
Медленный цикл - спаренную модель (ί,'ΚΝΜ) пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин используют для прогнозирования оптимальных будущих целевых давлений Р(к и целевых скоростей Р||.: (позиция В на фиг. 12) многофазного потока для буровых скважин и зон при временном интервале к. На фиг. 1 специально иллюстрируется простой пример выхода этого процесса, причем целевую зональную скорость нагнетания в течение семнадцати недель вычисляли при использовании имитатора. Спаренная модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'Κ,ΝΜ) прогнозирует также будущие сетевые линейные регулировки ЬЛ. Линейными регулировками являются подбор отдельных буровых скважин в группе для одной из двух подводных производственных линий. Затем, основываясь на целевой информации Р4 и Р4 спаренной модели пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ), используют модель (^ΝΜ) буровая скважина-сетка размещения буровых скважин для прогнозирования оптимальных будущих целевых регулировок 8* скважинных клапанов. На начальном временном интервале спаренную модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) определяют посредством процесса характеризации на основе доступных данных о пластовом резервуаре, буровой скважине, а также геологических данных.
Регулировки клапанов и линейные регулировки 8* и Ь4, соответственно, сообщают на промысел, и они становятся фактическими регулировками 8ак и Ьак (позиция С на фиг. 12).
Промысел создают в течение некоторого периода времени (например, нескольких дней). В течение этого временного интервала получают данные измерений в реальном масштабе времени, например, поверхностные и скважинные давления Рак, скорости Рак многофазного потока (позиция Ό на фиг. 12). Данные, полученные в результате измерения скорости потока, в зависимости от обстановки распределяют по буровым скважинам и зонам.
Сравнивают измеренные и целевые совокупные скорости многофазного потока (позиция Е на фиг. 12). На фиг. 2-12 приведены иллюстрации сравнения целевых (прямая линия) и измеренных (извилистая линия) совокупных скоростей зонального нагнетания для примера, описанного выше. Дополнительно сравнивают измеренные и целевые давления.
Если несоответствия между измеренными и целевыми значениями находятся в пределах определенного допуска, то модель правильно прогнозирует эксплуатационную характеристику. В этом случае не требуется коррекции, и добыча на промысле продолжается в течение другого временного интервала (позиция Р на фиг. 12) На фиг. 2 иллюстрируется пример с незначительным измеренным несоответствием.
Измеренные несоответствия могут быть большими. Продолжение рассмотрения вышеописанного простого примера, фиг. 3, показывает измеренную скорость зонального нагнетания вплоть до четырех недель, где скорость нагнетания упала до нуля в течение двух недель. В этом случае значительного несоответствия процесс входит в модель (позиция С на фиг. 12) быстрой добычи.
Быстрый цикл вычисляет новые клапанные и линейные регулировки для уменьшения несоответствий и возврата промысловых давлений и скоростей ближе к целям. На фиг 4 иллюстрируется новая целевая траектория (небольшой круг) для возврата совокупного нагнетаемого зонального объема к исходной цели.
Если быстрый цикл не способен определить новые клапанные и линейные регулировки, которые уменьшают несоответствия (позиция Н на фиг. 12), или тенденции в несоответствиях наводят на мысль, что спаренная модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) дальше не действует, то процесс возвращается в #1 к разработке новых прогнозирующих целей.
-6005604
Последовательность выполняемых действий медленного цикла
На фиг. 13 иллюстрируется последовательность выполняемых действий медленного цикла. В общем, ожидается, что последовательность выполняемых действий медленного цикла, выполняемая только в том случае, если это требуется, содержит следующие серии действий по моделированию и планированию.
Во временном интервале к обновление (позиция I на фиг. 13) спаренной модели пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (0Κ.ΝΜ) путем удлинения исторически согласованного периода (НМ) при использовании доступных скважинных и зональных скоростей Рак многофазных потоков и учете любых изменений сетки размещения буровых скважин с последнего обновления модели: 8ак и как.
Проверка того, что исторически согласованная модель является действующей (позиция 1 на фиг. 13), путем сравнения фактических измеренных данных с данными, прогнозируемыми из спаренной модели пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ), например, с зависимостями скоростей потоков газа-нефти, содержания воды в пластовой жидкости, давлений и так далее от времени. Если модель не действует в пределах определенного допуска, то обновление исторически согласованной модели (позиция К на фиг. 13) путем модификации основной геомодели.
Как только спаренная модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) достаточно исторически согласована, проведение прогнозирующего моделирования (позиция Ь на фиг. 13) при использовании спаренной модели пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) для определения новых оптимальных траекторий давлений Р4к, скважинных и зональных скоростей Р||.: многофазных потоков и так далее (позиция М на фиг. 13). Спаренная модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) описывает действия пластового резервуара, буровой скважины, насосно-компрессорной колонны и сетки размещения буровых скважин и вычисляет оптимальные линейные регулировки Ь4. Спаренная модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) дает модель ствола буровой скважины, но не дает подробной модели регулировок скважинных регулирующих поток клапанов. Поскольку величина временного интервала спаренной модели пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ), как правило, намного больше интервала между регулировками промысловой системы, спаренная модель пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ) дает только общие тенденции перепадов давления в клапанах, необходимые для получения оптимальных целевых скоростей.
На основе результатов Р1к и РЛ, прогнозируемых при использовании спаренной модели пластового резервуара и сетки размещения буровых скважин (ί,'ΚΝΜ), использование (позиция О на фиг. 13) модели буровая скважина-сетка размещения буровых скважин (^ΝΜ) для определения регулировок 8* (позиция Ν на фиг. 13) скважинных регулирующих клапанов, которые дают перепады давлений, которые должны тесно согласовываться с прогнозируемыми перепадами давлений.
Последовательность выполняемых действий быстрого цикла
Последовательность выполняемых действий быстрого цикла, иллюстрируемая на фиг. 14, будет осуществляться в дневном-недельном масштабе времени, и ожидается, что она содержит следующие серии действий:
Во временном интервале к осуществляют историческое согласование модели буровая скважинасетка размещения буровых скважин (^ΝΜ) (позиция Р на фиг. 14) с фактическими скоростями Рак и давлениями Рак многофазных скважинных и зональных потоков, учитывая фактические линейные регулировки Ьак и регулировки 8ак клапанов. Историческое согласование выполняют путем регулировки соотношений многофазных потоков.
Делают анализ несоответствий между фактическими и прогнозируемыми скоростями и давлениями. В более раннем примере на фиг. 7 иллюстрируются прогнозируемые и фактические зональные нагнетаемые совокупные объемы, где большое несоответствие было получено в период между восьмой и тринадцатой неделями в результате ослабления нагнетания. Следует отметить, что такие несоответствия могут иметь место вследствие плановых и неплановых перерывов в работе, причем плановые перерывы в работе могут быть упреждены, а технологические регулировки превентивно оптимизированы. В случае большого несоответствия необходимо возвратить тенденции давления и совокупных скоростей назад к оптимальным прогнозируемым траекториям. Определяют изменения в целевых скоростях Р1к потоков для достижения плавного возврата к прогнозируемым тенденциям. Плавный возврат может потребовать незначительных модификаций, распределенных в нескольких временных интервалах.
Используя исторически согласованную модель буровая скважина-сетка размещения буровых скважин (^ΝΜ) из этапа #1 и отрегулированные скорости РЛ потоков из этапа #2, вычисляют (позиция β на фиг. 14) набор регулировок 8*, устанавливаемых (позиция Κ на фиг. 14) для следующего временного интервала для достижения скоростей Р|(: потоков.
Таким образом, настоящее изобретение описано, причем очевидно то, что описанный вариант осуществления настоящего изобретения может быть изменен различными способами. Такие изменения не рассматриваются, как отклонение от сущности и объема настоящего изобретения, и предполагается, что
-7005604 все такие модификации, как будет очевидно квалифицированным специалистам в этой области техники, входят в объем формулы изобретения, приведенной ниже.

Claims (4)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ непрерывного определения оптимальных характеристик пластового резервуара буровой скважины и наземных распределительных сетей, предусматривающий следующие стадии:
    (a) передача входного воздействия, имеющего заданную сигнатуру, вниз по скважине в стволе буровой скважины и управление скважинным аппаратом, выполненным с возможностью размещения в указанном стволе буровой скважины;
    (b) непрерывный текущий контроль фактической характеристики текучей среды ствола буровой скважины, протекающей в насосно-компрессорной колонне указанного скважинного аппарата, в ответ на передачу входного воздействия и генерирование фактических сигналов, представляющих указанную фактическую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины;
    (c) прогнозирование целевой характеристики указанной текучей среды ствола буровой скважины, протекающей в указанной насосно-компрессорной колонне, и генерирование целевых сигналов, представляющих указанную целевую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины;
    (б) сравнение указанных фактических сигналов с указанными целевыми сигналами и выполнение процесса текущего контроля и управления, если указанные фактические сигналы не являются приблизительно равными указанным целевым сигналам;
    (е) изменение заданной сигнатуры указанного входного воздействия в ответ на выполнение предыдущей стадии, генерируя в соответствии с этим второе входное воздействие, имеющее вторую заданную сигнатуру; и (Г) повторение стадий (а)-(е), используя указанное второе входное воздействие, и непрерывное изменение заданной сигнатуры входного воздействия до тех пор, пока указанные фактические сигналы не станут приблизительно равными указанным целевым сигналам.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что прогнозирование целевой характеристики указанной текучей среды на стадии (с) предусматривает стадию (с1) генерирования второго целевого сигнала, представляющего указанную целевую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины, если после повторения стадии (Г) указанные фактические сигналы не становятся приблизительно равными указанным целевым сигналам.
  3. 3. Устройство, выполненное с возможностью непрерывного определения оптимальных характеристик пластового резервуара буровой скважины и наземных распределительных сетей, содержащее первое средство для передачи входного воздействия, имеющего заданную сигнатуру, вниз по скважине в стволе буровой скважины и для управления скважинным аппаратом, выполненным с возможностью размещения в указанном стволе буровой скважины;
    второе средство для непрерывного текущего контроля фактической характеристики текучей среды ствола буровой скважины, протекающей в насосно-компрессорной колонне указанного скважинного аппарата, в ответ на передачу указанным первым средством входного воздействия и генерирования фактических сигналов, представляющих указанную фактическую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины;
    третье средство для прогнозирования целевой характеристики указанной текучей среды ствола буровой скважины, протекающей в указанной насосно-компрессорной колонне, и генерирования целевых сигналов, представляющих указанную целевую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины;
    четвертое средство для сравнения указанных фактических сигналов с указанными целевыми сигналами и выполнения процесса текущего контроля и управления, если указанные фактические сигналы не являются приблизительно равными указанным целевым сигналам, причем указанное четвертое средство изменяет заданную сигнатуру указанного входного воздействия, если выполнение указанного процесса текущего контроля и управления завершено, и генерирует второе входное воздействие, имеющее вторую заданную сигнатуру, причем указанное первое средство передает второе входное воздействие, имеющее указанную вторую заданную сигнатуру, вниз по скважине в стволе буровой скважины и управляет указанным скважинным аппаратом, указанное второе средство осуществляет непрерывный контроль указанной фактической характеристики указанной текучей среды ствола буровой скважины, протекающей в насосно-компрессорной колонне, и генерирует дополнительные фактические сигналы, представляющие указанную фактическую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины, указанное третье средство генерирует указанные целевые сигналы, представляющие указанную целевую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины, а указанное четвертое средство сравнивает указанные дополнительные фактические сигналы с указанными целевыми сигналами и непрерывно повторно выполняет указанный процесс текущего контроля
    -8005604 и управления до тех пор, пока указанные фактические сигналы не станут приблизительно равными указанным целевым сигналам.
  4. 4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что указанное третье средство генерирует дополнительные целевые сигналы, представляющие указанную целевую характеристику указанной текучей среды ствола буровой скважины, если указанные фактические сигналы не являются приблизительно равными указанным целевым сигналам, причем указанное четвертое средство сравнивает указанные дополнительные фактические сигналы с указанными дополнительными целевыми сигналами и непрерывно повторно выполняет указанный процесс текущего контроля и управления до тех пор, пока указанные дополнительные фактические сигналы не станут приблизительно равными указанным дополнительным целевым сигналам.
EA200300855A 2001-02-05 2002-02-04 Определение оптимальных характеристик пластового резервуара, буровой скважины и наземных распределительных сетей EA005604B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US26646401P 2001-02-05 2001-02-05
PCT/US2002/003224 WO2002063130A1 (en) 2001-02-05 2002-02-04 Optimization of reservoir, well and surface network systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200300855A1 EA200300855A1 (ru) 2004-08-26
EA005604B1 true EA005604B1 (ru) 2005-04-28

Family

ID=23014691

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200300855A EA005604B1 (ru) 2001-02-05 2002-02-04 Определение оптимальных характеристик пластового резервуара, буровой скважины и наземных распределительных сетей

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7434619B2 (ru)
EP (1) EP1358394B1 (ru)
AU (1) AU2002235526B2 (ru)
BR (1) BR0203994B1 (ru)
CA (1) CA2437335C (ru)
EA (1) EA005604B1 (ru)
MX (1) MXPA03006977A (ru)
NO (1) NO329034B1 (ru)
WO (1) WO2002063130A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA018594B1 (ru) * 2008-03-20 2013-09-30 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Способ и система для сбора и обработки данных о скважине

Families Citing this family (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8682589B2 (en) * 1998-12-21 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites
US20080262737A1 (en) * 2007-04-19 2008-10-23 Baker Hughes Incorporated System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells
US6853921B2 (en) 1999-07-20 2005-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
US7379853B2 (en) 2001-04-24 2008-05-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method for enhancing production allocation in an integrated reservoir and surface flow system
MXPA05005466A (es) 2002-11-23 2006-02-22 Schlumberger Technology Corp Metodo y sistema para simulaciones integradas de redes de instalaciones en depositos y en superficie.
US7584165B2 (en) * 2003-01-30 2009-09-01 Landmark Graphics Corporation Support apparatus, method and system for real time operations and maintenance
US20050087336A1 (en) * 2003-10-24 2005-04-28 Surjaatmadja Jim B. Orbital downhole separator
US20050088316A1 (en) * 2003-10-24 2005-04-28 Honeywell International Inc. Well control and monitoring system using high temperature electronics
US7946356B2 (en) 2004-04-15 2011-05-24 National Oilwell Varco L.P. Systems and methods for monitored drilling
US7370701B2 (en) * 2004-06-30 2008-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas
US7429332B2 (en) * 2004-06-30 2008-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Separating constituents of a fluid mixture
US7462274B2 (en) * 2004-07-01 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid separator with smart surface
US7823635B2 (en) * 2004-08-23 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole oil and water separator and method
CA2624766C (en) 2005-10-06 2016-01-05 Schlumberger Canada Limited Method, system and apparatus for numerical black oil delumping
US8195401B2 (en) 2006-01-20 2012-06-05 Landmark Graphics Corporation Dynamic production system management
AU2007211294B2 (en) * 2006-01-31 2012-05-10 Landmark Graphics Corporation Methods, systems, and computer-readable media for real-time oil and gas field production optimization using a proxy simulator
US8504341B2 (en) * 2006-01-31 2013-08-06 Landmark Graphics Corporation Methods, systems, and computer readable media for fast updating of oil and gas field production models with physical and proxy simulators
US7464753B2 (en) * 2006-04-03 2008-12-16 Time Products, Inc. Methods and apparatus for enhanced production of plunger lift wells
US8078444B2 (en) * 2006-12-07 2011-12-13 Schlumberger Technology Corporation Method for performing oilfield production operations
MX2009005902A (es) * 2006-12-07 2009-06-19 Logined Bv Metodo para realizar operaciones de produccion de campo petrolero.
US7953584B2 (en) * 2006-12-07 2011-05-31 Schlumberger Technology Corp Method for optimal lift gas allocation
US7828058B2 (en) * 2007-03-27 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil/water separation system
US7805248B2 (en) 2007-04-19 2010-09-28 Baker Hughes Incorporated System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well
US7711486B2 (en) 2007-04-19 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production
US20080257544A1 (en) * 2007-04-19 2008-10-23 Baker Hughes Incorporated System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores
US9175547B2 (en) * 2007-06-05 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for performing oilfield production operations
CN101842756A (zh) * 2007-08-14 2010-09-22 国际壳牌研究有限公司 用于化工厂或精炼厂的连续、在线监视的系统与方法
US8892221B2 (en) * 2007-09-18 2014-11-18 Groundswell Technologies, Inc. Integrated resource monitoring system with interactive logic control for well water extraction
US20090076632A1 (en) * 2007-09-18 2009-03-19 Groundswell Technologies, Inc. Integrated resource monitoring system with interactive logic control
US8121790B2 (en) * 2007-11-27 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation Combining reservoir modeling with downhole sensors and inductive coupling
US8751164B2 (en) * 2007-12-21 2014-06-10 Schlumberger Technology Corporation Production by actual loss allocation
EP2232301A1 (en) * 2007-12-21 2010-09-29 ExxonMobil Upstream Research Company Modeling in sedimentary basins
US8670966B2 (en) * 2008-08-04 2014-03-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for performing oilfield production operations
US20100243243A1 (en) * 2009-03-31 2010-09-30 Schlumberger Technology Corporation Active In-Situ Controlled Permanent Downhole Device
US8600717B2 (en) 2009-05-14 2013-12-03 Schlumberger Technology Corporation Production optimization for oilfields using a mixed-integer nonlinear programming model
US20100300696A1 (en) * 2009-05-27 2010-12-02 Schlumberger Technology Corporation System and Method for Monitoring Subsea Valves
US8025445B2 (en) 2009-05-29 2011-09-27 Baker Hughes Incorporated Method of deployment for real time casing imaging
US9482077B2 (en) 2009-09-22 2016-11-01 Baker Hughes Incorporated Method for controlling fluid production from a wellbore by using a script
US20110067882A1 (en) * 2009-09-22 2011-03-24 Baker Hughes Incorporated System and Method for Monitoring and Controlling Wellbore Parameters
US20110099423A1 (en) * 2009-10-27 2011-04-28 Chih-Ang Chen Unified Boot Code with Signature
CA2693640C (en) 2010-02-17 2013-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Solvent separation in a solvent-dominated recovery process
CA2696638C (en) 2010-03-16 2012-08-07 Exxonmobil Upstream Research Company Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery
CA2705643C (en) 2010-05-26 2016-11-01 Imperial Oil Resources Limited Optimization of solvent-dominated recovery
US9031674B2 (en) * 2010-10-13 2015-05-12 Schlumberger Technology Corporation Lift-gas optimization with choke control
GB2503578A (en) 2010-12-13 2014-01-01 Chevron Usa Method and system for coupling reservoir and surface facility simulations
US8781807B2 (en) 2011-01-28 2014-07-15 Raymond E. Floyd Downhole sensor MODBUS data emulator
US9816353B2 (en) * 2013-03-14 2017-11-14 Schlumberger Technology Corporation Method of optimization of flow control valves and inflow control devices in a single well or a group of wells
US10125584B2 (en) * 2013-11-14 2018-11-13 Statoil Pertroleum As Well control system
US9951601B2 (en) 2014-08-22 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Distributed real-time processing for gas lift optimization
US10443358B2 (en) 2014-08-22 2019-10-15 Schlumberger Technology Corporation Oilfield-wide production optimization
US10704388B2 (en) * 2016-03-31 2020-07-07 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for pump control based on non-linear model predictive controls
CA2972203C (en) 2017-06-29 2018-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Chasing solvent for enhanced recovery processes
CA2974712C (en) 2017-07-27 2018-09-25 Imperial Oil Resources Limited Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes
CA2978157C (en) 2017-08-31 2018-10-16 Exxonmobil Upstream Research Company Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation
CA2983541C (en) 2017-10-24 2019-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control
CN108397173A (zh) * 2018-02-07 2018-08-14 中国石油天然气股份有限公司 分层注水系统及分层注水方法
BR112020020537B1 (pt) 2018-05-23 2023-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Aparelho e método
US11008831B2 (en) 2018-05-23 2021-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Dual line hydraulic control system to operate multiple downhole valves
CN112012700B (zh) * 2019-05-13 2023-03-31 中国石油化工股份有限公司 一种用于稠油雾化掺稀降粘的模拟系统及模拟方法
CN111734407A (zh) * 2020-06-30 2020-10-02 中海石油（中国）有限公司天津分公司 一种考虑不同完井方式的油气井产能评价实验装置
US20240068324A1 (en) * 2022-08-30 2024-02-29 Saudi Arabian Oil Company Controlling production efficiency of intelligent oil fields

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US581811A (en) * 1897-05-04 James coyle
US1796699A (en) * 1926-09-07 1931-03-17 John W Wyland Egg tester
US4633954A (en) * 1983-12-05 1987-01-06 Otis Engineering Corporation Well production controller system
US4796699A (en) 1988-05-26 1989-01-10 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4856595A (en) 1988-05-26 1989-08-15 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4896722A (en) 1988-05-26 1990-01-30 Schlumberger Technology Corporation Multiple well tool control systems in a multi-valve well testing system having automatic control modes
US5706896A (en) 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5597042A (en) * 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
FR2742794B1 (fr) 1995-12-22 1998-01-30 Inst Francais Du Petrole Methode pour modeliser les effets des interactions entre puits sur la fraction aqueuse produite par un gisement souterrain d'hydrocarbures
US6046685A (en) * 1996-09-23 2000-04-04 Baker Hughes Incorporated Redundant downhole production well control system and method
US6434435B1 (en) * 1997-02-21 2002-08-13 Baker Hughes Incorporated Application of adaptive object-oriented optimization software to an automatic optimization oilfield hydrocarbon production management system
US5992519A (en) 1997-09-29 1999-11-30 Schlumberger Technology Corporation Real time monitoring and control of downhole reservoirs
US6236894B1 (en) 1997-12-19 2001-05-22 Atlantic Richfield Company Petroleum production optimization utilizing adaptive network and genetic algorithm techniques
US6101447A (en) 1998-02-12 2000-08-08 Schlumberger Technology Corporation Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method
US6266619B1 (en) 1999-07-20 2001-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
US20020177955A1 (en) 2000-09-28 2002-11-28 Younes Jalali Completions architecture
US20020049575A1 (en) * 2000-09-28 2002-04-25 Younes Jalali Well planning and design
US7294317B2 (en) 2001-02-08 2007-11-13 Sd Lizenzverwertungsgesellschaft Mbh & Co. Exothermic reaction system
US7379853B2 (en) 2001-04-24 2008-05-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method for enhancing production allocation in an integrated reservoir and surface flow system

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA018594B1 (ru) * 2008-03-20 2013-09-30 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Способ и система для сбора и обработки данных о скважине

Also Published As

Publication number Publication date
US7434619B2 (en) 2008-10-14
NO20024720D0 (no) 2002-10-01
NO20024720L (no) 2002-12-05
NO329034B1 (no) 2010-08-02
MXPA03006977A (es) 2004-04-02
AU2002235526B2 (en) 2007-02-15
EP1358394A1 (en) 2003-11-05
BR0203994B1 (pt) 2011-10-04
CA2437335A1 (en) 2002-08-15
CA2437335C (en) 2008-01-08
EP1358394B1 (en) 2007-01-24
US20040104027A1 (en) 2004-06-03
EP1358394A4 (en) 2005-05-18
EA200300855A1 (ru) 2004-08-26
WO2002063130A1 (en) 2002-08-15
BR0203994A (pt) 2003-05-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005604B1 (ru) Определение оптимальных характеристик пластового резервуара, буровой скважины и наземных распределительных сетей
AU2002235526A1 (en) Optimization of reservoir, well and surface network systems
US6012015A (en) Control model for production wells
EP2100218B1 (en) Modeling and management of reservoir systems with material balance groups
Saputelli et al. Real-time reservoir management: A multiscale adaptive optimization and control approach
US8818777B2 (en) System and method for performing oilfield simulation operations
US8412458B2 (en) Determining fluid rate and phase information for a hydrocarbon well using predictive models
AU2011357784B2 (en) System and method for using an artificial neural network to simulate pipe hydraulics in a reservoir simulator
CA2694014C (en) Method for virtual metering of injection wells and allocation and control of multi-zonal injection wells
KR101706245B1 (ko) 디지털 오일필드에서 인공신경망을 이용한 생산량 제어방법
US20120130696A1 (en) Optimizing Well Management Policy
US10408021B2 (en) Managing a wellsite operation with a proxy model
GB2479662A (en) A control method predicting a flow rate between a reservoir and a wellbore
EP3339565B1 (en) Systems and methods for assessing production and/or injection system startup
Pedersen et al. Flow and pressure control of underbalanced drilling operations using NMPC
Kosmala et al. Coupling of a surface network with reservoir simulation
Pedersen et al. Model predictive control of flow and pressure in underbalanced drilling
CA3179364A1 (en) A method of modelling a production well
Lunde et al. Advanced flow assurance system for the Ormen lange subsea gas development
Bieker Topics in offshore oil production optimization using real-time data
Grein et al. Evolution of Control Strategies to Minimize Pressure Fluctuation During Connections in MPD Deepwater Operations
Eaton Multi-Fidelity Model Predictive Control of Upstream Energy Production Processes
Miličević Integration of big data analysis and engineering advanced analytics to intelligently manage and control completion and artifical lift for selected well in Croatia
Hansen A Comparative Study of Control Structures Applied in Gas Lift Systems to Prevent Casing Heading
Carpenter Machine-Learning Techniques Assist Data-Driven Well-Performance Optimization

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU

NF4A Restoration of lapsed right to a eurasian patent

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY MD TJ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU