EA010667B1

EA010667B1 - Способ и система для определения многофазных потоков флюидов из скважин

Info

Publication number: EA010667B1
Application number: EA200700989A
Authority: EA
Inventors: Хенк Нико Ян Паулисе
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2004-11-01
Filing date: 2005-11-01
Publication date: 2008-10-30
Also published as: EP1807606B1; DE602005006305T2; BRPI0517226B1; BRPI0517226A; CN101052781A; EP1807606A1; NO20072768L; EA200700989A1; US20070295501A1; WO2006048418A1; ATE393297T1; CA2583029C; AU2005300550A1; CA2583029A1; AU2005300550B2; DE602005006305D1; US7474969B2; AU2005300550B9

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу и системе для определения многофазных потоков флюидов от отдельных скважин куста скважин, производимых сырую нефть, газ и/или другой флюид, при которых потоки флюидов, производимые отдельными скважинами, объединяют и направляют через устройство разделения флюидов в трубы выпуска флюидов для транспортировки, по меньшей мере, частично разделенных потоков сырой нефти, газа и/или других флюидов, устанавливают расходомер на каждой трубе выпуска флюидов, посредством расходомера контролируют динамическую характеристику потока флюида для совокупного многофазного потока выходных скважинных флюидов из кустов скважин, проводят серии испытаний каждой скважины, в ходе которых дебит испытуемой скважины изменяют, и дебит остальных скважин поддерживают, по существу, постоянным, контролируют в ходе каждого испытания скважины динамическую характеристику изменения потока флюидов, выдаваемых испытуемой скважиной, определяют весовые коэффициенты посредством итерационного изменения каждого весового коэффициента до совпадения оценочной динамической характеристики потока флюида с наблюдаемой динамической характеристикой потока флюида при предположении, что оценочная динамическая характеристика потока флюида равна сумме динамических характеристик потоков многофазных флюидов скважины, умноженных на весовые коэффициенты.

Description

Предпосылки изобретения

Настоящее изобретение относится к способу и системе для определения вкладов отдельных скважин в производительность куста скважин, производящих сырую нефть, газ и/или другой флюид. Обычно, многофазные потоки флюидов, вырабатываемые отдельными скважинами куста скважин, объединяются и направляются через устройство разделения флюидов (объемный сепаратор или эксплуатационный сепаратор) в трубы выпуска флюидов для транспортировки, по меньшей мере, частично разделенных потоков жидкости, газа и/или других флюидов.

Из публикаций международных патентных заявок №0 9101481 и №0 9960247 известно соединение куста скважин через ряд труб для транспортировки многофазного отходящего потока скважины, подключенных к общему объемному сепаратору флюидов, и контроль размера и/или состава потока вырабатываемого многофазного отходящего потока скважины посредством расходомеров, которые подключены к трубам выпуска флюидов объемного сепаратора.

Обычно выходные скважинные флюиды представляют собой сырую нефть, природный газ и воду, которые текут в виде многофазной смеси флюидов через выпускные трубы скважины иногда с произвольными режимами потока, которые могут быстро меняться от расслоенного к снарядному или аэрозольному режиму.

Преимущество использования расходомеров, которые подключены к трубам выпуска флюидов объемного сепаратора, состоит в том, что эти выпускные трубы содержат, в общем случае, однофазные флюиды, расход которых можно точно измерять посредством специализированных жидкостных или газовых расходомеров. С использованием однофазных расходомеров расход объединенного выработанного многофазного отходящего потока скважины можно измерять точнее и экономичнее, чем производя измерения с помощью многофазных расходомеров в трубах для транспортировки многофазного флюида до разделительного устройства.

Проблема, связанная с измерением расхода жидкости в выпускных трубах объемного сепаратора, состоит в том, что этот поток флюидов происходит из объединенного потока из всех скважин куста и не обеспечивает информацию о составе и расходе флюидов, выдаваемых отдельными скважинами. Кроме того, в настоящее время невозможно мгновенно или оперативно определять отдельный расход флюидов, вырабатываемых отдельными скважинами.

Целью настоящего изобретения является создание способа и системы для определения потока флюида из куста скважин посредством обработки и комбинации различных традиционных и общедоступных измерений на каждой отдельной скважине и расходомеров в выпускных трубах общего объемного сепаратора флюидов, в котором разделяются многофазные отходящие потоки из различных скважин, что позволяет точно определить приток от каждой из скважин.

Другими словами, целью настоящего изобретения является создание способа и системы для вычисления в реальном времени мгновенного вклада каждой скважины в производительность куста скважин, согласованного с суммарным дебитом выходных скважинных флюидов куста скважин.

Сущность изобретения

Согласно изобретению создан способ определения многофазных потоков флюидов из отдельных скважин куста скважин, производящих сырую нефть, газ и/или другой флюид, в котором потоки флюидов, производимые отдельными скважинами, объединяют и направляют через устройство разделения флюидов в трубы выпуска флюидов для транспортировки, по меньшей мере, частично разделенных потоков сырой нефти, газа и/или других флюидов, устанавливают расходомер на каждой трубе выпуска флюидов, посредством расходомера контролируют динамическую характеристику потока флюида для совокупного многофазного потока выходных скважинных флюидов из кустов скважин, проводят серии испытаний каждой скважины, в ходе которых дебит испытуемой скважины изменяют, и дебит остальных скважин поддерживают, по существу, постоянным, контролируют в ходе каждого испытания скважины динамическую характеристику изменения потока флюидов, выдаваемых испытуемой скважиной, определяют весовые коэффициенты посредством итерационного изменения каждого весового коэффициента до совпадения оценочной динамической характеристики потока флюида с наблюдаемой динамической характеристикой потока флюида при предположении, что оценочная динамическая характеристика потока флюида равна сумме динамических характеристик потоков многофазных флюидов скважины, умноженных на весовые коэффициенты.

При осуществлении способа можно сравнивать у(1)_топц_огеа и у(1)_е?,_1|т,_|1е,| и итерационно изменяют весовые коэффициенты γ₁ до совпадения у(1)_е?,_1|т,_|1е,| с у(1)_топц_огеа, при этом оценочная динамическая характеристика потока флюида определяется из формулы /Г ι=1 где γ₁ - весовой коэффициент, у(1)_топц_огеа - наблюдаемая динамическая характеристика, у₁(1) - динамическая характеристика потока многофазного флюида скважины 1, определяемая из следующей формулы:

- 1 010667

У1(Е)=£1(и₁1(11) , и₂1(к) ...), где 1=1, 2, ...п,

- период времени испытания скважины, ц₁₁(1), и₂₁(1)... - эксплуатационные переменные скважины 1, которые определяются в ходе испытания скважины.

Весовые коэффициенты γ₁ определяют в математическом процессе согласования.

В процессе согласования задают функциональное пространство 8 дебитов отдельных скважин уС). причем 8 с X, X - действительное пространство со скалярным произведением, получают множество приемного коллектора, состоящее из всех допустимых линейных комбинаций отдельных дебитов, определяют весовые коэффициенты посредством оценки аналитического выражения для наилучшего приближения к суммарному дебиту из множества приемного коллектора.

Оценочную динамическую характеристику потока флюида можно вводить в алгебраическую структуру модулей, дающую процесс разложения, в котором весовые коэффициенты выражаются весовыми функциями, которые моделируют как взаимосвязи между скважинами, так и соотношение «на поверхности» и «под землей».

В ходе испытания скважины режим потока испытуемой скважины ступенчато можно изменять для отслеживания статической и динамической части рабочего диапазона испытуемой скважины, и динамическую характеристику получают из модели скважины, которая преобразует данные из статической части диапазона посредством подхода нечеткой аппроксимации кривой, и преобразует данные из динамической линейной части диапазона посредством подхода идентификации подпространства.

Согласно изобретению создана система для определения многофазного потока флюидов из куста скважин, выпускающих сырую нефть, газ и/или другой флюид через устройство разделения флюидов в совокупность труб выпуска флюидов для транспортировки, по меньшей мере, частично разделенных потоков сырой нефти, природного газа и/или других флюидов, содержащая взаимосвязанные расходомер для контроля потока флюида в каждой трубе выпуска флюидов, средство сохранения динамического режима потока флюида совокупного многофазного потока флюидов, производимого кустом скважин, отслеживаемого расходомерами, средство для проведения ряда испытаний скважины, в ходе которых дебит испытуемой скважины изменяется, и дебит других скважин поддерживается, по существу, постоянным, средство памяти для контроля в течение каждого испытания скважины динамической характеристики изменения характеристик продуктивности испытуемой скважины, средство процессора, которое учитывает, что совокупный поток флюидов, производимый кустом скважин, имеет динамический режим потока, являющийся суммой динамических характеристик, умноженных на весовые коэффициенты, и средство процессора для определения весовых коэффициентов путем итерационного изменения каждого весового коэффициента, пока предполагаемый динамический режим потока флюида, по существу, не совпадет с наблюдаемым динамическим режимом потока флюида.

Краткое описание чертежей

Ниже приведено более подробное иллюстративное описание изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

фиг. 1 изображает систему добычи, согласно изобретению, в которой многофазная смесь флюидов, содержащая сырую нефть, воду, природный газ и/или другие флюиды, производится кустом из двух скважин и транспортируется через трубы для транспортировки многофазного флюида в объемный сепаратор;

фиг. 2 - схему, демонстрирующую построение динамической характеристики, иными словами, модель скважины, на основании данных дебита скважины, собранных в ходе испытания скважины с преднамеренным возмущением;

фиг. 3 - схему, иллюстрирующую проведение предварительных оценок характеристик отдачи сырой нефти, воды и газа на основании моделей скважины, показанных на фиг. 2, согласно способу по настоящему изобретению;

фиг. 4 - схему, демонстрирующую согласование оценок, показанных на фиг. 3, ежедневно или с другими выбранными интервалами путем сравнения предварительных оценок с фактическими однофазными потоками, выходящими из объемного(ых) сепаратора(ов).

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения

На фиг. 1 схематически показана система добычи сырой нефти и/или природного газа, содержащая куст из двух скважин 1 и 2.

Скважины 1 и 2 содержат обсадные колонные 3 и 4, закрепленные в стволе скважины в подземном пласте 6 и насосно-компрессорные трубы 9 и 10, проходящие с поверхности в подземный коллектор (не показан). Скважины 1 и 2 имеют устья 12 и 13 скважины, снабженные измерительным и регистрирующим оборудованием 15 и 16 и фонтанными задвижками 17 и 18.

Система добычи дополнительно включают в себя компоновку из двух труб 20 и 24 для транспортировки многофазного отходящего потока скважины, так называемых эксплуатационных труб, проходящих от устий 12 и 13 скважин к приемному коллектору 25 и эксплуатационному сепаратору 30.

- 2 010667

Эксплуатационный сепаратор 30 снабжен выпускными трубами для воды, нефти и газа, и флюиды по отдельности выводятся через выходные линии 35, 36, 37, соответственно. Каждая выходная линия 35, 36, 37 снабжена фонтанной задвижкой, 40, 41 и 42 соответственно и расходомерными устройствами 45, 46 и 47 соответственно. В необязательном порядке, выходы для воды и нефти могут быть совмещены.

Дополнительно предусмотрена система для испытания скважины, показана пунктирными линиями. Испытательная система содержит испытательный сепаратор 50, имеющий входную линию 52, снабженную запорным клапаном 53, и выпускные трубы 55, 56, 57, снабженные фонтанными задвижками 60, 61, 62 и расходомерными устройствами 65, 66, 67. В необязательном порядке, выходы для воды и нефти могут быть совмещены, и можно использовать другие средства измерения содержания воды в потоке жидкости.

При нормальной работе, каждая из двух скважин 1 и 2 регулярно испытывается для определения динамической модели дебита скважины для каждого потока флюида. Для этого испытательный сепаратор 50 подключается только к одной скважине, например скважине 1, и скважина 2 выдает продукцию, как обычно, в эксплуатационный сепаратор 20. Скважина 1 изолирована от эксплуатационного сепаратора в ходе испытания.

Затем эксплуатационные переменные, например давление и температура в устье скважине, измеряются и регистрируются для скважины 1 с помощью измерительного и регистрирующего оборудования 15. Затем различными способами манипулируют скважиной для ее испытания в различных условиях, например, с помощью регулировочных клапанов 17 и 62. Значения расхода воды, текущей по выпускной трубе 55, нефти, текущей по выпускной трубе 56 и газа, текущего по выпускной трубе 57, измеряются и регистрируются расходомерными устройствами 65, 66, 67 соответственно. После производства измерений для скважины 1, испытательная система подключается к скважине 2 (не показано) и скважина 1 выдает продукцию, как обычно, в эксплуатационный сепаратор 20. Скважина 2 изолирована от эксплуатационного сепаратора в ходе испытания.

Затем аналогичные измерения производятся для скважины 2. Измерения позволяют определить для каждой скважины ί, причем ί равно 1 или 2, и для каждого потока флюида: воды, нефти или газа, динамическую модель или характеристику у₁(1) дебита скважины, которая выражается как

У1 (ΐ) =£ί (иц (С) , и₂1(С) .··), где у₁(!) - дебит флюида скважины ί,

Ин, и₂₁ ... - эксплуатационные переменные скважины ί.

Например, если эксплуатационная переменная - это давление в головке насосно-компрессорных труб, динамическая модель дебита скважины для скважины ί может иметь вид _Ζ(/) = /(7777>).

Другими эксплуатационными переменными могут быть расход газа, в случае, когда газлифт повышает дебит скважины.

Таким образом, получены динамические модели дебита скважины для двух скважин 1 и 2 для каждого из флюидов: нефти, воды и газа, производимых скважинами 1 и 2. Затем начинается эксплуатация, и испытательный сепаратор 50 отключается, и скважинные флюиды протекают через линии 20 и 24 в приемный коллектор 25 и оттуда в эксплуатационный сепаратор 30. В отсутствие испытательного сепаратора 50 нельзя измерить расходы отдельных скважинных флюидов и можно измерить только расходы флюидов в выходных линиях 35, 36, 37. Так, например, если скважина 1 начинает выдавать воду вместо смеси нефти и воды, расход воды в линии 35 возрастает, но невозможно приписать возросшее количество воды скважине 1.

Для вычисления вкладов отдельных скважин используют динамические модели дебита скважины. Для этого эксплуатационные переменные ц₁;, и₂₁ ... скважины ί измеряют в реальном времени с помощью измерительного и регистрирующего оборудования 15 и 16. Дебит флюида отдельной скважины вычисляют с использованием динамической модели дебита скважины для этой скважины 1 и 2.

Одновременно, суммарный дебит каждого потока флюида, у(1), измеряют в реальном времени с помощью расходомерных устройств 45, 46 и 47. Затем динамические модели скважины вводят в суммарный дебит каждого потока флюида.

Ввод динамических моделей скважины в суммарный дебит содержит определение неизвестных весовых коэффициентов у, в

Л

Определив весовые коэффициенты у,, динамическую модель скважины ί)(ΐ) заменяют на у/(1) и повторяют вычисление вкладов отдельных скважин и этап измерения суммарного дебита и ввода.

Согласно настоящему изобретению, определение неизвестных весовых коэффициентов у, содержит несколько этапов. На первом этапе задают подпространство 8 дебитов отдельных скважин у ,(1), причем 8 α X, X - действительное пространство со скалярным произведением. Затем задают подмножество в этом подпространстве, сравнивают все допустимые линейные комбинации отдельных дебитов. Затем

- 3 010667 получают весовые коэффициенты, отображая суммарный дебит в это множество допустимых комбинаций отдельных дебитов.

Чтобы можно было применять вычисленные весовые коэффициенты γ₁, они должны удовлетворять заранее определенному критерию. Пример такого критерия может состоять в том, что для всех значений ι в интервале от 1 до η 0<γ₁<1, причем γ₁=0 означает, что скважина ί заглушена, и γ₁=1 означает, что скважина ι выдает флюид с дебитом, вычисленным посредством динамической модели скважины для этой скважины и этого флюида.

Если вычисленные весовые коэффициенты удовлетворяют заранее определенному критерию, то весовые коэффициенты приемлемы. Если же вычисленные весовые коэффициенты не удовлетворяют заранее определенному критерию, нужно вычислить приемлемые весовые коэффициенты.

На фиг. 2-4 схематически представлен способ, согласно изобретению, причем этот способ также называют «РтобисГюп ищусгкс» или «Ри». РтобисГюп ищусгас - это торговая марка компании 8Пс11.

Система контроля дебита в реальном времени в режиме РтобисГюп ищусгкс (РИ), отвечающая изобретению, генерирует и обеспечивает точные оценки дебита скважины при следующих этапах.

I. Построение модели на основании данных испытания скважины.

Модели РИ связывают характеристики расхода нефти, воды и газа, измеренные на выпускных трубах испытательного сепаратора, с характеристиками инструментальных измерений в скважине за тот же период.

II. Введение исторических данных и характеристик.

Модели вычисляются на основании не только последних данных испытания скважины, но также на основании исторических данных испытания скважины для сбора долгосрочных характеристик дебита скважины.

III. Использование модели для оценки расходов в реальном времени.

При нормальной работе РИ обеспечивает оценки дебита нефти, воды и газа скважины для каждой отдельной скважины на основании ее моделей и инструментальных исследований скважины в реальном времени.

IV. Согласование оценки с объемными измерениями.

Предварительные оценки РИ для каждой скважины согласовываются/проверяются с фиксированными интервалами путем сравнения с фактическими измерениями дебита, если таковые существуют.

Ниже следует подробное описание каждого из вышеописанных этапов.

I. Построение моделей на основе данных испытаний.

Согласно фиг. 2, РИ строит модели РИ на основании данных испытания скважины. Испытание скважины осуществляется, когда одна скважина выдает продукцию в одну разделительную установку 50 (например, испытательный сепаратор, также показанный на фиг. 1) и измеряются однофазные расходы (нефти, воды, газа) на выпускных трубах сепаратора 50. Модели РИ связывают характеристики расхода нефти, воды и газа, измеренные на выпускных трубах испытательного сепаратора 56, 55, 57 с характеристиками инструментальных измерений в скважине за тот же период. Инструментальные измерения скважины могут включать в себя давление, перепад давлений, температуру и расход нагнетания газа для механизированной добычи.

Испытания скважины предпочтительно включают в себя переходы между режимами потока скважины (многорежимное испытание скважины). Это позволяет РИ получать динамику скважины и весь (статический) рабочий диапазон скважины.

Испытания скважины также можно проводить одновременно над более чем одной скважиной, или в ходе эксплуатации скважин, пока по меньшей мере одна скважина не будет полностью охарактеризована.

Каждая скважина имеет модель РИ скважины. Модель РИ связывает измеренные характеристики скважины с дебитом скважины и строится на основании данных испытания скважины. Таким образом, модели РИ определяются данными.

Модели РИ имеют два главных компонента:

А: статическую нелинейную часть, которая базируется на подходе нечеткой аппроксимации кривой. Этот подход описан в главе 2 книги Рихху МобсШпд апб СоЩгоГ 1а1то Екршока (РйЭ ГйсМь КаГйо11скс Ишуегайу Ьсиусп, ЕасиЙу о! Е1ссГпса1 Епдтссппд, Артй 2001 - [8ΒΝ: 90-5682-303-5); и

В: динамическую линейную часть, которая базируется на так называемом подходе идентификации подпространства. Этот подход базируется на алгоритме 3, описанном на странице 128 книги Зийкрасс Iбсηί^йсаΐ^оη Гог Ыпсат ЗукГстк РсГст Vаη Оустксйсс и Вай Эс Моог. Кйиусг Асабстк РийШйсга, 1996 ΚΒΝ: 0-7923-9717-7).

Для обеспечения живучести приложения в случае отказа оборудования имеется много моделей нейтрализации неисправности.

II. Введение исторических данных и долгосрочных характеристик.

Вышеописанные модели РИ скважины также дополняются для характеризации долгосрочных характеристик скважин.

Это достигается за счет учета влияния зависящих от времени факторов снижения и повышения на

- 4 010667 производительность скважин.

III. Использование моделей для оценки расходов в реальном времени.

В ходе нормальных операций добычи (которые обычно имеют место в течение около 95% срока эксплуатации каждой скважины), все скважины на станции выдают продукцию в общую установку объемного разделения, и измеряются только однофазные расходы нефти, воды и газа на подключенных выпускных трубах. Ри дает оценки дебита нефти, воды и газа скважины для каждой отдельной скважины на основании ее моделей и инструментальных исследований скважины в реальном времени.

IV. Согласование оценок с объемными измерениями.

Предварительные оценки РИ для каждой скважины согласовываются и/или проверяются с фиксированными интервалами путем сравнения с фактическими измерениями объемной производительности, если таковые существуют.

В общем случае, более чем одна скважина выдает продукцию в объемный сепаратор 30. Сепаратор 30 разделяет продукцию на два или три компонента: нефть, воду и газ, или жидкости и газ и измеряет их. Оценки РИ для каждой скважины 1, 2 суммируются для получения оценочных РИ-характеристик нефти, воды и газа для суммарного дебита станции в течение выбранного интервала согласования. Эти характеристики сравниваются с измеренными характеристиками расхода на выпускных трубах объемного сепаратора 30. В случае достаточных изменений РИ-характеристик отдельных скважин, РИ вычисляет отдельные коэффициенты согласования для каждой скважины 1, 2, чтобы характеристики каждой скважины были наилучшим образом согласованы (в математическом смысле) с измеренными характеристиками объемной производительности. Это гарантирует, что РИ точно отслеживает измеренный дебит, обеспечивает инструмент проверки моделей РИ.

В следующем разделе описания мы поясним, как в ходе испытания скважины, особенно испытания скважины с преднамеренным возмущением, можно идентифицировать динамическую модель, которая используется для прогнозирования дебита скважины в условиях добычи.

Ниже в этом разделе рассмотрены два способа для адаптации производительности моделей скважины к условиям добычи.

В операциях добычи нефти и газа дебит разных скважин не измеряется по отдельности. Вместо этого, суммарный дебит группы скважин, выдающих продукцию в участок трубопровода, именуемый приемным коллектором, измеряется на выходе объемного сепаратора, который подключен к приемному коллектору. Причиной этому являются затраты: измерение дебита на каждой отдельной скважине предполагает монтаж и обслуживание ряда двух- или трехфазных расходомеров. Однако для правильного управления участком добычи, необходимо получать дебиты отдельных скважин, и, в основном, с той же частотой выборки, что и для других измеряемых количественных показателей процесса, например, давления в трубной головке, давления в выкидной линии и газлифтного расхода.

Для, по меньшей мере, частичного исправления этого недостатка скважину испытывают, т.е. отключают от объемного сепаратора 30 и подключают к испытательному сепаратору 50, показанному на фиг. 1 и 2.

В данном случае дебит скважины можно измерить напрямую на выходе испытательного сепаратора 50, который обычно снабжен большим количеством приборов. В ходе испытания скважины идентифицируется модель РИ скважины. Модель РИ скважины - это отображение между величинами, которые интерпретируются как входы в скважину и выход из скважины, т. е. производительность скважины, измеренная на испытательном сепараторе. Величины, используемые как входы в ходе испытания, также доступны, когда скважина возвращается в эксплуатацию. Благодаря обработке этих входов в ходе эксплуатации с помощью идентифицированной модели скважины, получаются оценки производительности скважины.

В ходе операций добычи происходит много событий, которые вносят изменения в рабочие точки других скважин. Эти условия добычи имитируются в ходе испытания скважины путем введения преднамеренных изменений; такой способ испытания скважин был введен при разработке Ргобиебоп Ишуегае или «РИ». Таким образом, модель скважины «РИ» охватывает определенный динамический диапазон, а не производительность в одной рабочей точке, как при традиционном испытании скважин. Хотя это большое усовершенствование, оно не полностью нивелирует различия между условиями испытания и добычи. На то есть две следующие причины.

1. Взаимодействие между скважинами 1, 2 и т.д. невозможно реализовать в ходе испытания, поскольку скважина отключена от скважин своей группы приемного коллектора, и потому эти взаимодействия также не представлены в идентифицированной модели РИ скважины.

2. Испытательный сепаратор 50 работает при более высоком давлении, чем объемный сепаратор 30, выход испытательного сепаратора обычно подключен к входу объемного сепаратора 30.

В следующем разделе описаны два метода адаптации моделей РИ скважины к условиям добычи. Эти методы называются «согласование» и «разложение».

1. Согласование.

Все величины, рассматриваемые в этом разделе, являются функциями времени в некотором конечном интервале времени; в частности, они могут представлять собой временные ряды конечной длины. В

- 5 010667 любом случае, их можно рассматривать как элементы пространства со скалярным произведением X. Рассмотрим η скважин и обозначим оценочную производительность каждой скважины (ί = 1,(1)

Ри получает оценочные дебиты, обрабатывая входы для каждой скважины с помощью соответствующей модели скважины.

В идеальном случае, суммарный дебит от куста скважин выражается как у=±у,

В частности, вследствие вышеупомянутых различий между условиями испытания и добычи, и, кроме того, вследствие неопределенностей, обусловленных погрешностями измерений, более реалистический результат будет в том, что линейная комбинация (2)

«близка» - для уточнения - к у. Она, конечно, может напрямую не зависеть от того, каковы значения коэффициентов, применяемых к отдельным дебитам в уравнении (3). Действительно, обозначив множество отдельных дебитов как

Υ=ίΥ1, Уп) (4) аппроксимирующая функция в уравнении (3) может быть любым членом множества всех линейных комбинаций отдельных дебитов

Л .•ψαη(Ύ') = {у еХ = χεΥ,χ,βΚ} (5) ι-0

Пусть существует элемент множества всех линейных комбинаций в уравнении (5), наиболее близкий к суммарному дебиту. Поскольку единственное ограничение на коэффициенты в линейной комбинации состоит в том, что они являются действительными числами, можно очень хорошо закончить с типичным наиболее близким элементом, который выглядит следующим образом:

^ = 50^-120^+... + 2^ (6)

Однако результат будет физически некорректным. Обычно существует различие между условиями испытания и добычи, но не в том смысле, что вклад от скважины 1 в ходе эксплуатации будет в пятьдесят раз превосходить ее дебит в ходе испытания. Обратим также внимание на отрицательный вклад, в соответствии с которым продукция скважины 2 течет обратно в коллектор, причем с расходом, в сто двадцать раз превышающим ее расход, чем в ходе испытания.

Поэтому, если сообразовываться с физическим смыслом нашей задачи, очевидно, что множество в уравнении (5) слишком велико, чтобы служить запасом кандидатов в наиболее близкие аппроксимирующие функции для суммарного дебита.

Полезное подмножество этого множества с этой точки зрения можно построить, ограничив допустимые значения коэффициентов в уравнении (4). С очевидностью, предполагается, что вклад в суммарный дебит неотрицателен. Совокупность всех неотрицательных комбинаций множества в уравнении (4) образует особое, выпуклое подмножество множества, заданного уравнением (5), именуемая конической оболочкой множества (4) сол(У) = {уеХ|у = ^у,у„ у, βΥ,χ, еК}

Вышеприведенное уравнение выражает тот факт, что коэффициенты, применяемые к отдельным дебитам, являются элементами множества неотрицательных действительных чисел. Безусловно, вклады отдельных скважин в суммарный дебит не может быть много больше дебита, измеренного в ходе эксплуатации. В виду более высокого противодавления испытательного сепаратора 50 по сравнению с объемным сепаратором 30, можно предполагать, что максимальный вклад от скважин в ходе эксплуатации можно выразить как ¢7)

где, в идеальном случае, коэффициенты в (8) должны быть равны 1, но, вследствие неопределенностей в модели скважины, они могут быть немного больше 1, например 1,1. Совокупность всех комбинаций множества (4), ограниченных максимальным вкладом согласно (8), опять же, образует выпуклое подмножество уравнения (5); в частности оно является транслятом множества, заданного в уравнении (7).

Конечно, задача состоит в поиске комбинаций, которые являются неотрицательными и ограниченными, как указано выше:

Л

Н - (сои(Υ )) η (У™ - соп( Υ)) = {у е X |у - ,0 < у, <1} (9)

Вышеописанное множество, будучи пересечением двух выпуклых множеств, само является выпуклым; его можно интерпретировать как математическое представление приемного коллектора.

- 6 010667

Далее, задача состоит в поиске элементов этого множества, которые являются «наиболее близкими» к суммарному дебиту. Естественным выбором «наиболее близкого» в данном представлении будет элемент множества (9), который дает наименьший «размер» своей разности с суммарным дебитом, где «размер», с формальной точки зрения, является нормой окружающего пространства со скалярным произведением.

Такой элемент называется наилучшим приближением к суммарному дебиту из множества (9) приемного коллектора. В данном представлении, это наилучшее приближение уникально. Поэтому результатом будет следующее уравнение

Ρ_η(γ) = ? = Σ^, (θ^Λ^Ι) (10)

Интерпретация уравнения (10) состоит в том, что наилучшее приближение является той частью суммарного дебита, которую можно объяснить отдельными дебитами.

Коэффициенты в (10) называются коэффициентами согласования, и этот процесс, где учитывается взвешенная комбинация отдельных дебитов, называется согласованием. Применительно к моделям скважины этот результат означает, что их статический выигрыш пропорционально скорректирован коэффициентами согласования. Это определенно улучшает модель скважины, в том смысле, что она оказывается более «целесообразной» в отношении условий добычи.

Взаимодействия между скважинами в условиях добычи в значительной степени обуславливают расхождение между условиями испытания и добычи для скважины. Однако коррекции статических выигрышей моделей скважины не дают правильного представления этого расхождения. Это означает, что после ряда согласований, скважина подлежит повторному испытанию.

В следующем разделе описан новый подход, именуемый «алгебраической нефтяной» разработкой, который описывает взаимодействия между скважинами. Подход, описанный в этом разделе, можно применять как оперативную точную настройку представления суммарного дебита, описанного в следующем разделе.

2. Разложение.

Математическое представление всех предыдущих разработок было представлением векторного пространства, т.е. на интересующих нас элементах, в данном случае, дебитов, определена операция скалярного умножения, причем скаляры в этом умножении являются действительными или, возможно, комплексными числами. С алгебраической точки зрения, действительные и комплексные числа являются элементами поля. Это представление является простейшей алгебраической структурой, которую можно использовать в данной связи. Маловероятно, такие природные явления, как выход нефти, целиком охватывались этой простой структурой. Обобщениями этих векторных пространств являются модули, в которых скалярами могут быть элементы произвольного кольца, в данном контексте, кольца многочленов. Этот контекст не только позволяет в явном виде описывать взаимодействия между скважинами, но и, как следствие, дает дополнительную стратегию влияния на суммарную отдачу коллектора.

Пусть суммарный дебит и отдельные дебиты являются элементами кольца многочленов у._У1„у„ еВ.[и_1;.(11) гл переменных или неизвестных отображаются оценочным гомоморфизмом в значения входов, как в предыдущем разделе. Хотя двойственный характер многочлена как элемента кольца и как отображения формально общеизвестен, его полные последствия изучены в гораздо меньшей степени. Действительно, представленные здесь результаты можно связать с новым направлением в математике, для которого утвердилось название «аппроксимационная коммутативная алгебра», которое подчеркивает пересечение между теорией аппроксимации и коммутативной алгебры.

Важным подмножеством кольца многочленов является идеал, см., например, Οηνί6 Сох, Ιοίιη Ьййе, аиб Ооиа10'811са. «1беак, Уапебек, аиб АЦопбтъ». Зрпидег, кесоиб ебйюи, 1997:

1сК [И1,..., и_т] является идеалом, если удовлетворяет условию (1) 0е/ , (12) (2) Если у, г е I, то у + ζ е 1 (3) Еслиуа1 ито$у<=1

Идеал, сгенерированный отдельными дебитами, задан в виде (Ζ.....Ζ,) = {Σ£Ζ|£ι.···>&, €&[«„...,«„]} (13)

Важной операцией является взятие радикала от идеала:

Радикал от I, обозначенный V?, это множество

77={у|у^к е! для некоторого целого к>1)

Для суммарного дебита в отношении отдельных дебитов справедливо, что уе<у1, ... , у_п>=<У1>+<У2>+...+<у_п> (15)

Согласно уравнению (13) разложение суммарного дебита задается как η

Ζ, €ΞΚ.[«, (16)

Из сравнения этого уравнения с уравнением (3) следует, что, при аппроксимации суммарного дебита, коэффициенты в последнем уравнении заменены многочленами. Эти многочлены могут зависеть ото всех используемых переменных. В частности, полином относительно дебита от, скажем, первой скважины может, помимо переменных, связанных с первой скважиной, зависеть от переменных, связанных с другими скважинами. Кроме того, они могут зависеть от переменных, связанных с измерениями, осуществляемыми под землей, тогда как, в частности, суммарный дебит связан с измерением, осуществляемым сепаратором, который находится на поверхности. Это значит, что коэффициенты многочлена при аппроксимации суммарного дебита в уравнении (16) выражают как взаимозависимости между продуктивными скважинами, так и соотношение «на поверхности» «под землей».

Можно создать представление вклада скважины в суммарный дебит. Если предположить, что суммарный дебит равен дебиту одной скважины, когда все остальные скважины заглушены, получаем

Я, -¹ е. „у”,,у,₊7,.. ,у„) _(1?)

Из этого следует, что вышеупомянутое представление таково:

№ еКК,₍₁₈₎

Следующий результат подчеркивает тот факт, что отдельные дебиты в действительности не суммируются в суммарный дебит

Эти результаты можно объединить с подходами к физическим полиномиальным представлениям дебитов на основании данных, совместно с линиями Кеплера и Гаусса в их построении орбит планет вокруг Солнца. В частности, дебиты можно рассматривать как члены идеалов, сгенерированных переменными, связанными физическими механизмами. Примером такой переменной является следующая, связанная с давлением в трубной головке (ТНР) и давлением в выкидной линии (ЕЬР) скважины и = _Л/(7’ЯР-Г£Р)Г£/^>

Используя эти результаты, можно «построить» многочлены из данных с применением аппроксимационной коммутативной алгебры.

Наконец, представлены два важных следствия этого подхода с использованием модулей, а не векторных пространств. Во-первых, другая интерпретация уравнения (16) в отношении отдельно учитываемых дебитов отдельных скважины состоит в том, что кортеж дебитов скважины деформируется при переходе от условий испытания, где каждая из них не подвергается влиянию соседей, к условиям добычи, где их дебиты меняются, не обязательно с понижением, на вклады (18) в результате взаимозависимостей.

Полный, непрерывный путь между этими двумя условиями является гомотопией, см., например, А11еп На1с11сг. А1дсЬгаю Торо1оду, СатЬпйдс Ишусгайу Ргс55. 2002. Построение этой гомотопии из данных с использованием комбинации численных и символических вычислений дает прямую информацию о пусковых последовательностях участков добычи.

Во-вторых, по умолчанию предполагалось, что вышеописанный алгебраический подход применялся к данным, которые могут быть связаны с краткосрочной шкалой времени. С одной стороны, преобразуя представления производительности, связанные с краткосрочной шкалой времени, к средне- или долгосрочной шкале времени, в частности, с применением исчисления шкалы времени, см. Майш Во1шсг апй А11ап Рйсгаоп, Эупат1с Ес.|иа1юп5 оп Т1тс 8са1с§, В1гкйаи8сг, 2001, и, с другой стороны, применяя алгебраический подход непосредственно к данным, связанным со средне- или долгосрочной шкалой времени, соотношение между этими двумя представлениями можно снова ввести в структуру непрерывного деформационного ретракта. На этот раз изменение во взаимосвязях, описанное посредством непрерывной деформации, дает непосредственную информацию о перераспределении флюидов под землей. Это означает новый метод прогнозирования, тогда как описание перераспределения также дает рецепт для его изменения, другими словами, влияния на суммарную отдачу сырой нефти и/или газа из нефтяного и/или газового месторождения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ определения многофазных потоков флюидов из отдельных скважин куста скважин, производящих сырую нефть, газ и/или другой флюид, в котором потоки флюидов, производимые отдельными скважинами, объединяют и направляют через устройство разделения флюидов в трубы выпуска флюидов для транспортировки, по меньшей мере, частично разделенных потоков сырой нефти, газа

- 8 010667 и/или других флюидов, устанавливают расходомер на каждой трубе выпуска флюидов, посредством расходомера контролируют динамическую характеристику потока флюида для совокупного многофазного потока выходных скважинных флюидов из кустов скважин, проводят серии испытаний каждой скважины, в ходе которых дебит испытуемой скважины изменяют, и дебит остальных скважин поддерживают, по существу, постоянным, контролируют в ходе каждого испытания скважины динамическую характеристику изменения потока флюидов, выдаваемых испытуемой скважиной, определяют весовые коэффициенты посредством итерационного изменения каждого весового коэффициента до совпадения оценочной динамической характеристики потока флюида с наблюдаемой динамической характеристикой потока флюида при предположении, что оценочная динамическая характеристика потока флюида равна сумме динамических характеристик потоков многофазных флюидов скважины, умноженных на весовые коэффициенты.
2. Способ по п.1, в котором сравнивают у(!)_топц_оге4 и у(1)_е?,_1|т,_|1е,| и итерационно изменяют весовые коэффициенты γ₁ до совпадения у(1)_е?,_1|т,_|1е,| с у(!)_топц_огеа, при этом оценочная динамическая характеристика потока флюида определяется из формулы №

>=1 где γ₁ - весовой коэффициент, у(!)_топц_оге<1 - наблюдаемая динамическая характеристика, у₁(!) - динамическая характеристика потока многофазного флюида скважины ί, определяемая из следующей формулы:

где 1=1, 2, ..., п, | - период времени испытания скважины,

И1₁(!), и₂₁(!) ... - эксплуатационные переменные скважины ί, которые определяются в ходе испытания скважины.
3. Способ по п.2, в котором весовые коэффициенты γ₁ определяют в математическом процессе согласования.
4. Способ по п.3, в котором в процессе согласования задают функциональное пространство 8 дебитов отдельных скважин у₁(!), причем 8 с X, X - действительное пространство со скалярным произведением, получают множество приемного коллектора, состоящее из всех допустимых линейных комбинаций отдельных дебитов, определяют весовые коэффициенты посредством оценки аналитического выражения для наилучшего приближения к суммарному дебиту из множества приемного коллектора.
5. Способ по п.2, в котором оценочную динамическую характеристику потока флюида вводят в алгебраическую структуру модулей, дающую процесс разложения, в котором весовые коэффициенты выражаются весовыми функциями, которые моделируют как взаимосвязи между скважинами, так и соотношение «на поверхности» и «под землей».
6. Способ по п.1, в котором, в ходе испытания скважины, режим потока испытуемой скважины ступенчато изменяют для отслеживания статической и динамической части рабочего диапазона испытуемой скважины, и динамическую характеристику получают из модели скважины, которая преобразует данные из статической части диапазона посредством подхода нечеткой аппроксимации кривой, и преобразует данные из динамической линейной части диапазона посредством подхода идентификации подпространства.
7. Система для определения многофазного потока флюидов из куста скважин, выпускающих сырую нефть, газ и/или другой флюид через устройство разделения флюидов в совокупность труб выпуска флюидов для транспортировки, по меньшей мере, частично разделенных потоков сырой нефти, природного газа и/или других флюидов, содержащая взаимосвязанные расходомер для контроля потока флюида в каждой трубе выпуска флюидов, средство сохранения динамического режима потока флюида совокупного многофазного потока флюидов, производимого кустом скважин, отслеживаемого расходомерами, средство для проведения ряда испытаний скважины, в ходе которых дебит испытуемой скважины изменяется, и дебит других скважин поддерживается, по существу, постоянным, средство памяти для контроля в течение каждого испытания скважины динамической характеристики изменения характеристик продуктивности испытуемой скважины, средство процессора, которое учитывает, что совокупный поток флюидов, производимый кустом скважин, имеет динамический режим потока, являющийся суммой динамических характеристик, умноженных на весовые коэффициенты, и средство процессора для определения весовых коэффициентов путем итерационного изменения каждого весового коэффициента, пока предполагаемый динамический режим потока флюида, по существу, не совпадет с наблюдаемым динамическим режимом потока флюида.