EA016148B1 - Method in an oil and/or a gas production system - Google Patents
Method in an oil and/or a gas production system Download PDFInfo
- Publication number
- EA016148B1 EA016148B1 EA200970227A EA200970227A EA016148B1 EA 016148 B1 EA016148 B1 EA 016148B1 EA 200970227 A EA200970227 A EA 200970227A EA 200970227 A EA200970227 A EA 200970227A EA 016148 B1 EA016148 B1 EA 016148B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- gas
- wells
- well
- alternative
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 62
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 4
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 10
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000013102 re-test Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/06—Energy or water supply
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Economics (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Marketing (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Entrepreneurship & Innovation (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Development Economics (AREA)
- Game Theory and Decision Science (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу, который охарактеризован в ограничительной части п.1 прилагаемой формулы, т.е. к способу, способствующему принятию решений в системе нефте- или газодобычи. Более конкретно, изобретение относится к оптимизации производительности подобной системы.The present invention relates to a method that is characterized in the restrictive part of claim 1 of the attached formula, i.e. to a method for facilitating decision making in an oil or gas production system. More specifically, the invention relates to optimizing the performance of such a system.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Для поддержки многих решений, в том числе касающихся оптимизации производительности (дебита) нефтяной/газовой скважины, может быть проведено ее испытание. При этом в процессе оптимизации дебита такая информация, как отношения газ-нефть и вода-нефть, будет использована, например, для принятия решений, какие скважины являются приоритетными для заглушки или для повторного открытия с целью избежать чрезмерного или недостаточного использования возможностей по добыче. Поскольку свойства резервуара со временем изменяются, происходит возрастание неопределенности оценок, что в какой-то момент потребует повторного испытания скважины. Вместе с возрастанием неопределенности оценок растет риск ошибочного включения скважины (скважин) в число приоритетных, что может привести к снижению уровня добычи по сравнению с требуемым.To support many decisions, including those related to optimizing the productivity (flow rate) of an oil / gas well, it can be tested. At the same time, in the process of optimizing production rates, information such as gas-oil and water-oil ratios will be used, for example, to decide which wells are priority for plugging or for re-opening in order to avoid over or under-exploitation of production opportunities. As the properties of the reservoir change over time, there is an increase in the uncertainty of estimates, which at some point will require re-testing of the well. Along with the increase in estimation uncertainty, the risk of erroneously including wells (wells) among the priority ones increases, which can lead to a decrease in the production level compared to the required one.
Дебит - важный показатель системы добычи нефти и/или газа. В данном описании под дебитом понимается добыча нефти и/или газа в единицу времени. Дебит зависит от многих различных факторов; некоторые из них могут быть специфичны для каждой системы добычи, другие носят более общий характер. Одним из важных факторов общего характера является качество использования ограниченных эксплуатационных возможностей системы добычи.The flow rate is an important indicator of the oil and / or gas production system. In this description, the flow rate refers to the production of oil and / or gas per unit time. The flow rate depends on many different factors; some of them may be specific to each mining system, others are more general. One of the important factors of a general nature is the quality of using the limited operational capabilities of the production system.
Используя методы компьютерного моделирования или математической оптимизации, можно определить хорошие операционные стратегии. Точность методов компьютерного моделирования и математической оптимизации зависит от точности параметров, используемых в применяемой математической модели. Чтобы достичь высокой точности моделирования, производится измерение параметров посредством установленных измерительных устройств; проводятся также эксперименты с целью определить параметры, которые трудно измерить в нормальном режиме эксплуатации.Using computer simulation or mathematical optimization techniques, good operational strategies can be identified. The accuracy of computer simulation and mathematical optimization methods depends on the accuracy of the parameters used in the applied mathematical model. In order to achieve high modeling accuracy, parameters are measured by means of installed measuring devices; experiments are also being conducted to determine parameters that are difficult to measure in normal operation.
Испытание скважин обычно проводят путем связывания индивидуальной скважины с замерным сепаратором. Затем производится измерение потоков нефти, воды и газа на выходе данного сепаратора. Это позволяет рассчитать важные показатели, включая отношения газ-нефть и вода-нефть. Испытание может занять несколько часов, что накладывает ограничения на частоту, с которой могут проводиться испытания скважин. В связи с этим требуется стратегия определения частоты испытаний для каждой индивидуальной скважины. Одна простая стратегия соответствует испытанию всех скважин с одинаковой частотой. Другой стратегией может быть проведение испытаний одних скважин чаще, чем других. Это может быть увязано с большей неопределенностью для некоторых скважин или с тем, что некоторые скважины являются более важными (например, имеют более высокий потенциал). Независимо от используемой стратегии цель испытания скважины обычно состоит в получении информации, которая позволит увеличить дебит нефти.Well testing is usually carried out by linking an individual well to a metering separator. Then, the flow of oil, water and gas is measured at the outlet of this separator. This allows you to calculate important indicators, including gas-oil and water-oil ratios. The test can take several hours, which imposes restrictions on the frequency with which well tests can be conducted. In this regard, a strategy for determining the test frequency for each individual well is required. One simple strategy is to test all wells at the same frequency. Another strategy may be to test some wells more often than others. This may be related to greater uncertainty for some wells or to the fact that some wells are more important (for example, have a higher potential). Regardless of the strategy used, the goal of a well test is usually to obtain information that will increase oil production.
Для систем добычи нефти и/или газа испытание скважины обычно проводят путем связывания выхода индивидуальной скважины (одной из нескольких скважин 105, 106 или 127 в составе системы см. фиг. 1) с замерным сепаратором 107. Это позволяет измерять параметры данной конкретной скважины. Измеренные значения обычно соответствуют расходам нефти, воды и газа, а также давлению и/или температуре в замерном сепараторе, давлению и температуре на входе и выходе устьевого оборудования и проходному отверстию штуцера. По результатам испытаний определяют такие величины, как отношения газ-нефть и вода-нефть. Данные величины являются критичными для оптимизации подобных систем добычи.For oil and / or gas production systems, a well test is usually carried out by associating the output of an individual well (one of several wells 105, 106 or 127 in the system, see FIG. 1) with a metering separator 107. This allows you to measure the parameters of this particular well. The measured values usually correspond to the flow rates of oil, water and gas, as well as the pressure and / or temperature in the metering separator, the pressure and temperature at the inlet and outlet of the wellhead equipment and the nozzle bore. According to the test results, such quantities as the gas-oil and water-oil ratios are determined. These values are critical for optimizing such production systems.
В каждой системе добычи обычно используются один или только малое количество подобных замерных сепараторов 107. Поэтому невозможно осуществлять одновременный мониторинг всех скважин в системе. Как следствие, управление системой добычи нефти и/или газа требует решения задачи выбора скважины, подлежащей испытанию. Даже если замерный сепаратор 107 способен обеспечить испытание всех скважин с приемлемой частотой, у него могут быть и иные применения.In each production system, one or only a small number of such metering separators 107 are usually used. Therefore, it is impossible to simultaneously monitor all the wells in the system. As a result, the control of the oil and / or gas production system requires solving the problem of selecting the well to be tested. Even if metering separator 107 is capable of testing all wells at an acceptable frequency, it may have other uses.
Для систем добычи, в которых фактором, ограничивающим суммарный дебит нефти, является пропускная способность эксплуатационного сепаратора 108, замерный сепаратор 107 (когда он не применяется для испытаний скважины 105, 106 или 127) часто используют по тому же назначению, что и эксплуатационный сепаратор 108. В этом случае поток нефти/газа из ряда скважин системы может быть направлен в замерный сепаратор 107, чтобы полностью использовать его функциональные возможности. Однако измеренные им в этом случае параметры будут относиться к смеси продукции эксплуатационных скважин, а не к отдельной скважине. Следовательно, такие параметры не могут использоваться как результаты испытаний конкретной скважины. Применяемый в настоящее время способ определения, какая скважина должна проходить испытание, основан на графике, согласно которому все скважины испытывают с одинаковой частотой. Когда, основываясь, например, на измеренных параметрах, в частности таких, как давление или температура, можно подозревать наличие изменений в одной из скважин, график испытаний обычно модифицируют, чтобы исследовать подобные подозрения.For production systems in which the factor limiting the total oil production is the throughput of the production separator 108, the metering separator 107 (when not used for testing wells 105, 106 or 127) is often used for the same purpose as the production separator 108. In this case, the oil / gas flow from a number of wells in the system can be directed to a metering separator 107 in order to fully utilize its functionality. However, the parameters measured by him in this case will relate to the production mix of production wells, and not to an individual well. Therefore, such parameters cannot be used as test results for a particular well. The currently used method for determining which well should be tested is based on a graph according to which all wells are tested at the same frequency. When, based, for example, on measured parameters, in particular, such as pressure or temperature, it is possible to suspect changes in one of the wells, the test schedule is usually modified to investigate such suspicions.
- 1 016148- 1 016148
В И8 6978210 описан способ автоматического составления графика испытаний автоматических измерительных и управляющих устройств. Согласно данному способу осуществляют автоматический сбор данных измерений от автоматических измерительных и управляющих устройств, установленных в системе добычи углеводородов. Собранные данные сравнивают с данными, хранящимися в базе данных. Результаты сравнения используют для автоматического составления графика испытаний автоматических измерительных и управляющих устройств.I8 6978210 describes a method for automatically compiling a test schedule for automatic measuring and control devices. According to this method, automatic collection of measurement data from automatic measuring and control devices installed in the hydrocarbon production system is carried out. The collected data is compared with the data stored in the database. The comparison results are used to automatically schedule the tests of automatic measuring and control devices.
В работе Сгатег, Мопсиг, аиб Вегеибксйо!, \Уе11-Те51 ΘρΙίιηίζαΙίοη аиб Ли1ота1юи, 2006 8РЕ 1и1еШдеи! Еиегду СоиГегеисе аиб ЕхЫЬШои ίη Лтйетбат, Тйе №1йет1аиб8, 11-13 Άρτίΐ 2006, предложен способ составления графика испытаний скважин. Однако предложенный способ использует заранее заданный график испытаний, а сама система не определяет скважину, подлежащую испытанию.In the work of Sgateg, Mopsig, aib Vegeibksyo !, \ Be11-Te51 ΘρΙίιηίζαΙίοη aib Li1ota1yui, 2006 8RE 1i1eShdei! Eeegdu SoiGegeis aib EXHIShoy ίη Ltjetbat, Thje No. 1yet1aib8, 11-13 Άρτίΐ 2006, a method for scheduling well testing is proposed. However, the proposed method uses a predetermined test schedule, and the system itself does not determine the well to be tested.
Недостаток известных способов разработки графика испытаний состоит в том, что при разработке графика они не используют цифровую оптимизацию. Еще одним недостатком известных способов является то, что при разработке графика они не используют распределения неопределенностей.A disadvantage of the known methods for developing a test schedule is that when developing a schedule, they do not use digital optimization. Another disadvantage of the known methods is that when developing the schedule, they do not use the distribution of uncertainties.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Главная задача, решаемая изобретением, заключается в оптимизации испытания скважины с целью достичь наивысшего ожидаемого дебита нефти/газа.The main task solved by the invention is to optimize well testing in order to achieve the highest expected oil / gas production rate.
Более конкретно, задача, поставленная перед изобретением, состоит в создании улучшенного способа для поддержки принятия решений применительно к системам добычи нефти и/или газа или к частям таких систем с целью максимизации дебита продукции.More specifically, the task of the invention is to provide an improved method for decision support in relation to oil and / or gas production systems or to parts of such systems in order to maximize production flow.
Согласно изобретению данная задача решена способом, признаки которого приведены в независимом пункте прилагаемой формулы изобретения. Предпочтительные варианты раскрыты в пп.2-12 формулы.According to the invention, this problem is solved by a method, the characteristics of which are given in the independent paragraph of the attached claims. Preferred options are disclosed in claims 2-12.
Согласно изобретению предпочтительный подход состоит в статистическом анализе возможных результатов испытания скважины (которые далее именуются альтернативными вариантами), чтобы количественно оценить полезность получения дополнительной информации о скважине. Более конкретно, способ согласно изобретению обеспечивает получение количественной оценки того, насколько более точная информация изменит или увеличит дебит нефти и/или газа благодаря более эффективным решениям.According to the invention, the preferred approach is a statistical analysis of the possible well test results (hereinafter referred to as alternatives) in order to quantify the usefulness of obtaining additional information about the well. More specifically, the method according to the invention provides a quantitative assessment of how much more accurate information will change or increase the flow rate of oil and / or gas due to more efficient solutions.
Затем осуществляют оптимизацию путем выбора альтернативного варианта, который предпочтительно дает самую полезную информацию. Примеры альтернативных вариантов, из которых производится выбор, включают испытание первой скважины, испытание второй скважины или установка расходомера в системе добычи нефти и/или газа.Optimization is then carried out by selecting an alternative that preferably provides the most useful information. Examples of alternatives from which selection is made include testing a first well, testing a second well, or installing a flowmeter in an oil and / or gas production system.
Таким образом, способ согласно изобретению ориентирован на принятие решения, испытание какой скважины следует производить на основе результатов прошлых испытаний и/или данных измерений и/или оценок, полученных в он-лайновом режиме. Способ предпочтительно осуществляется с использованием компьютерной программы, которая реализует метод Монте-Карло для определения того, испытание какой скважины с наибольшей вероятностью приведет к достижению максимального дебита нефти благодаря использованию результатов испытания скважины для оптимизации добычи.Thus, the method according to the invention is focused on deciding which well should be tested based on past test results and / or measurement data and / or evaluations obtained on-line. The method is preferably carried out using a computer program that implements the Monte Carlo method to determine which well is most likely to test to achieve maximum oil production through the use of well test results to optimize production.
Способ согласно изобретению предпочтительно используют, чтобы идентифицировать следующую скважину, подлежащую испытанию, таким образом, чтобы достичь наивысшего ожидаемого дебита нефти. При осуществлении способа предпочтительно принимается, что дебиты скважин взаимно независимы и что ограничение суммарного дебита состоит в ограничении дебита отдельно по воде, жидкой фазе или газу. Предполагается также, что оценки отношений газ-нефть и/или вода-нефть доступны для каждой скважины.The method according to the invention is preferably used to identify the next well to be tested, so as to achieve the highest expected oil production. When implementing the method, it is preferably assumed that the flow rates of the wells are mutually independent and that the limitation of the total flow rate consists in limiting the flow rate separately for water, liquid phase or gas. It is also assumed that estimates of gas-oil and / or water-oil ratios are available for each well.
Перечень чертежейList of drawings
Прилагаемые чертежи, иллюстрирующие изобретение на примерах его осуществления, служат в сочетании с описанием разъяснением принципов изобретения, делая возможным использование изобретения для специалистов в соответствующей области.The accompanying drawings illustrating the invention by examples of its implementation, serve in combination with the description of the explanation of the principles of the invention, making it possible to use the invention for specialists in the relevant field.
На фиг. 1 схематично показана система добычи нефти и/или газа, в которой может использоваться настоящее изобретение.In FIG. 1 schematically shows an oil and / or gas production system in which the present invention can be used.
На фиг. 2 представлено схематичное изображение системы добычи нефти и/или газа, реализующей альтернативный вариант изобретения.In FIG. 2 is a schematic illustration of an oil and / or gas production system implementing an alternative embodiment of the invention.
На фиг. 3 показан поток данных, иллюстрирующий осуществление способа по изобретению.In FIG. 3 is a data stream illustrating an embodiment of the method of the invention.
На фиг. 4 показан другой вариант потока данных, иллюстрирующий осуществление способа по изобретению.In FIG. 4 shows another embodiment of a data stream illustrating the implementation of the method of the invention.
- 2 016148- 2 016148
Сведения, подтверждающие возможность осуществление изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention
На фиг. 1 схематично показана система добычи нефти и/или газа, в которой может использоваться настоящее изобретение.In FIG. 1 schematically shows an oil and / or gas production system in which the present invention can be used.
Данная система содержит три скважины 105, 106 и 127, сепаратор 108 продукции скважины (эксплуатационный сепаратор) и замерный сепаратор 107. Разумеется, изобретение может применяться и в системах, содержащих две скважины или более трех скважин.This system contains three wells 105, 106 and 127, a well production separator 108 (production separator) and a metering separator 107. Of course, the invention can also be applied to systems containing two wells or more than three wells.
Через 123 обозначено давление на входе клапана 119 скважины 105; через 124 - давление на входе клапана 120 скважины 106, а через 125 - давление на входе клапана 126 скважины 127. Термин клапан в контексте изобретения должен пониматься в широком смысле, т.е. охватывать штуцер, запорный вентиль, разделительный или управляющий клапан.123 indicates the inlet pressure of the valve 119 of the well 105; through 124, the pressure at the inlet of the valve 120 of the well 106, and through 125, the pressure at the inlet of the valve 126 of the well 127. The term valve in the context of the invention should be understood in a broad sense, i.e. cover the fitting, shut-off valve, isolation or control valve.
Через 101, 102 и 128 обозначены направляющие клапаны для эксплуатационного сепаратора 108 применительно к скважинам 105, 106 и 127 соответственно.Through 101, 102 and 128 marked directional valves for production separator 108 in relation to the wells 105, 106 and 127, respectively.
Через 103, 104 и 129 обозначены направляющие клапаны для замерного сепаратора 107 применительно к скважинам 105, 106 и 127 соответственно.Through 103, 104 and 129 marked directional valves for metering separator 107 in relation to the wells 105, 106 and 127, respectively.
Через 109, 110 и 111 обозначены устройства для измерения расхода (расходомеры) газа, нефти и воды соответственно в составе эксплуатационного сепаратора 108.Through 109, 110 and 111 designated devices for measuring the flow rate (flow meters) of gas, oil and water, respectively, as part of the operational separator 108.
Через 115 и 117 обозначены устройства в составе эксплуатационного сепаратора 108 для измерения водосодержания и нефтесодержания соответственно, а через 121 - устройство для измерения давления газа в составе этого сепаратора.115 and 117 indicate devices in the operational separator 108 for measuring water and oil contents, respectively, and 121 indicate a device for measuring gas pressure in this separator.
Через 112, 113 и 114 обозначены расходомеры в составе замерного сепаратора 107 для газа, нефти и воды соответственно; через 116, 118 обозначены устройства в составе замерного сепаратора 107 для измерения водосодержания и нефтесодержания соответственно, а через 122 - устройство для измерения давления газа в составе этого сепаратора.Through 112, 113 and 114, flow meters are indicated as part of a metering separator 107 for gas, oil and water, respectively; 116, 118 indicate devices in the metering separator 107 for measuring water and oil content, respectively, and 122 - a device for measuring gas pressure in this separator.
Отношение вода-нефть для испытуемой скважины рассчитывают по показаниям расходомеров 113 и 114. Отношение газ-нефть для испытуемой скважины рассчитывают по показаниям расходомеров 112 и 113.The water-oil ratio for the test well is calculated from the readings of the flow meters 113 and 114. The gas-oil ratio for the test well is calculated from the readings of the flow meters 112 and 113.
Кроме того, для последующего использования могут быть сохранены значения давлений 123 и 124 и состояния клапанов 119 и 120In addition, for subsequent use, pressure values 123 and 124 and valve states 119 and 120 can be stored.
Это последующее использование включает генерирование параметрических распределений, которые будут рассмотрены далее.This subsequent use includes the generation of parametric distributions, which will be discussed later.
Альтернативный метод измерения отношений вода-нефть и/или газ-нефть может включать закрытие клапанов 135 и/или 134 регулировки уровня в составе замерного сепаратора 107. В этом случае отношения вода-нефть и/или газ-нефть могут быть рассчитаны с использованием показаний устройств 116 и 118 (действующих, как уровнемеры) по меньшей мере для двух моментов времени.An alternative method of measuring water-oil and / or gas-oil ratios may include closing the level control valves 135 and / or 134 in the metering separator 107. In this case, the water-oil and / or gas-oil ratios can be calculated using device readings 116 and 118 (acting as level gauges) for at least two points in time.
На фиг. 2 представлено схематичное изображение системы добычи нефти и/или газа, реализующей второй вариант изобретения.In FIG. 2 is a schematic illustration of an oil and / or gas production system implementing the second embodiment of the invention.
В соответствии с этим альтернативным вариантом замерный сепаратор 107 заменен многофазным расходомером. По завершении измерения расхода поток флюида направляют в эксплуатационный сепаратор 108.In accordance with this alternative, the metering separator 107 is replaced by a multiphase flow meter. Upon completion of the flow measurement, the fluid stream is directed to production separator 108.
На фиг. 2 многофазный расходомер обозначен, как 130.In FIG. 2 a multiphase flow meter is designated as 130.
Через 131, 132 и 133 обозначены направляющие клапаны для многофазного расходомера, связанные со скважинами 105, 106 и 127 соответственно.131, 132, and 133 indicate directional valves for a multiphase flow meter associated with wells 105, 106, and 127, respectively.
Все остальные компоненты, представленные на фиг. 2, были описаны выше со ссылками на фиг. 1.All other components shown in FIG. 2 have been described above with reference to FIG. one.
Способ по изобретению предназначен для использования в системе добычи нефти и/или газа, содержащей нефтяные и/или газовые скважины и средства для осуществления испытаний с определением параметров дебита нефти и/или газа. Способ обеспечивает возможность сравнения множества альтернативных вариантов, связанных с дебитом нефти и/или газа в системе добычи нефти и/или газа, и включает следующие операции:The method according to the invention is intended for use in an oil and / or gas production system containing oil and / or gas wells and means for performing tests with determination of oil and / or gas flow rates. The method provides the ability to compare many alternative options related to the flow rate of oil and / or gas in the oil and / or gas production system, and includes the following operations:
a) получение множества выборок параметров из параметрического распределения;a) obtaining a plurality of parameter samples from the parametric distribution;
b) генерирование для каждой выборки параметров меры эффективности с использованием данной выборки параметров и характеристического показателя для каждого из указанных вариантов иb) generating, for each sample of parameters, an efficiency measure using this sample of parameters and a characteristic indicator for each of the indicated options, and
c) генерирование, с использованием указанных мер эффективности, обобщенной меры эффективности для каждого из альтернативных вариантов.c) the generation, using the indicated measures of effectiveness, of a generalized measure of effectiveness for each of the alternatives.
Параметрическое распределение генерируют с использованием данных, полученных ранее и/или измеренных в он-лайновом режиме, и/или оценочных данных, полученных от системы добычи нефти и/или газа.A parametric distribution is generated using data obtained previously and / or measured online and / or estimated data obtained from the oil and / or gas production system.
Эти данные предпочтительно включают, по меньшей мере, расход нефти, расход газа, расход воды, расход жидкой фазы, отношение газ-нефть, отношение вода-нефть, давление, температуру или состав флюида или любую комбинацию названных параметров.These data preferably include at least oil flow rate, gas flow rate, water flow rate, liquid phase flow rate, gas-oil ratio, water-oil ratio, pressure, temperature or fluid composition, or any combination of these parameters.
Способ предпочтительно включает дополнительную операцию б): генерирование по меньшей мере одного итогового показателя по меньшей мере для одной обобщенной меры эффективности. Этот итоговый показатель включает ссылку по меньшей мере на один альтернативный вариант или на один харакThe method preferably includes an additional operation b): generating at least one total indicator for at least one generalized measure of effectiveness. This total includes a link to at least one alternative or one character.
- 3 016148 теристический показатель.- 3 016148 teristic indicator.
Желательно осуществлять получение параметрического распределения при выполнении операцииIt is advisable to obtain a parametric distribution when performing the operation
а) и генерирование мер эффективности при выполнении операции Ь) посредством статистического анализа, предпочтительно моделированием по методу Монте-Карло.a) and the generation of efficiency measures during the operation b) through statistical analysis, preferably Monte Carlo simulation.
Обобщенные меры эффективности, определенные для каждого из альтернативных вариантов, используют для выбора оптимального альтернативного варианта. Этот вариант может указывать, какая скважина должна испытываться следующей, или требовать установки многофазного расходомера. Согласно предпочтительному варианту испытание с определением соответствующих параметров нефти и/или газа осуществляют с использованием замерного сепаратора 107.Generalized effectiveness measures defined for each of the alternatives are used to select the best alternative. This option may indicate which well should be tested next, or require the installation of a multiphase flow meter. According to a preferred embodiment, a test to determine the appropriate parameters of the oil and / or gas is carried out using a metering separator 107.
Альтернативно, испытания могут производиться с использованием многофазного расходомера 130.Alternatively, tests may be performed using multiphase flow meter 130.
Согласно способу по изобретению по меньшей мере один характеристический показатель альтернативных вариантов содержит информацию, какая конкретная скважина подлежит испытанию, и/или информацию, касающуюся доступности расходомера. Кроме того, по меньшей мере один характеристический показатель альтернативных вариантов содержит информацию, относящуюся к использованию замерного сепаратора или к результатам измерения дебита, давления, температуры, состава флюида, отношения газ-нефть или отношения вода-нефть.According to the method of the invention, at least one characteristic indicator of the alternatives contains information on which particular well is to be tested and / or information regarding the availability of the flowmeter. In addition, at least one characteristic indicator of the alternatives contains information relating to the use of a metering separator or to measurements of flow rate, pressure, temperature, fluid composition, gas-oil ratio, or water-oil ratio.
Мера эффективности отражает величину, ассоциированную с дебитом нефти, предпочтительно с суммарным дебитом нефти, объемом добытой нефти, предпочтительно полным объемом добытой нефти, нормой прибыли, прибылью или затратами (или с любой их комбинацией). При этом обобщенная мера эффективности формируется с использованием мер эффективности каждого конкретного характеристического показателя. Обобщенная мера эффективности предпочтительно генерируется с использованием среднего или суммарного значения указанных мер эффективности.A measure of effectiveness reflects the value associated with the oil production rate, preferably with the total oil production rate, the volume of oil produced, preferably the total volume of oil produced, rate of return, profit or cost (or any combination thereof). In this case, a generalized measure of effectiveness is formed using measures of effectiveness of each specific characteristic indicator. A generalized measure of effectiveness is preferably generated using the average or total value of these measures of effectiveness.
Изобретение относится также к компьютерному программному продукту, загружаемому во внутреннюю память процессорного блока компьютеризованной системы, такой как сервер системы добычи нефти и/или газа, и содержащему части компьютерной программы для выполнения одной или более операций, описанных выше при запуске на указанной системе указанного продукта.The invention also relates to a computer program product loaded into the internal memory of the processor unit of a computerized system, such as a server for an oil and / or gas production system, and containing parts of a computer program for performing one or more of the operations described above when the specified product is launched on the specified system.
Изобретение относится также к компьютерному программному продукту, записанному в машиночитаемой среде и содержащему части компьютерной программы или компьютерную программу, обеспечивающую осуществление управления процессорным блоком указанной компьютеризованной системы, такой как сервер системы добычи нефти и/или газа, с выполнением одной или более операций способа, описанного выше.The invention also relates to a computer program product recorded in a computer-readable medium and containing parts of a computer program or computer program capable of controlling a processor unit of said computerized system, such as a server for an oil and / or gas production system, with one or more operations of the method described higher.
Таким образом, способ согласно изобретению может быть реализован с использованием компьютерной программы, оборудования или их комбинации. Компьютерный программный продукт, обеспечивающий осуществление данного способа или его части, содержит компьютерную программу, выполняемую на компьютере общего назначения или на специализированном компьютере, на процессоре или на микропроцессоре. Программа содержит программные кодовые элементы или участки кода, обеспечивающие осуществление компьютером по меньшей мере одной или более операций способа по изобретению.Thus, the method according to the invention can be implemented using a computer program, equipment, or a combination thereof. A computer program product that provides the implementation of this method or part thereof contains a computer program running on a general purpose computer or on a specialized computer, on a processor, or on a microprocessor. The program comprises program code elements or sections of code that enable the computer to perform at least one or more operations of the method of the invention.
Программа может быть записана, полностью или частично, в одной или более машиночитаемых средах или на запоминающих устройствах, таких как магнитный диск, запоминающее устройство (ЗУ) на компакт-диске или цифровом видеодиске, жесткий диск, магнитооптическое ЗУ, оперативная или энергозависимая память, энергонезависимая память, флэш-память, специализированное ЗУ или сервер данных.The program can be recorded, in whole or in part, in one or more computer-readable media or on storage devices, such as a magnetic disk, a storage device (memory) on a compact disk or digital video disc, a hard disk, a magneto-optical memory, random-access or non-volatile memory, non-volatile memory, flash memory, specialized memory or data server.
Поток данных в соответствии со способом по изобретению иллюстрируется на фиг. 3. Способ предпочтительно использует компоненты следующих типов: результаты 201 измерений, параметрическое распределение 211, выборки 221/222/223/224 параметров, характеристические показатели 231/233, меры 241/242/243/244 эффективности, обобщенные меры 251/253 эффективности и итоговый показатель 261. В дополнение, понятие альтернативный вариант 271/273 используется для описания группы выборок параметров; мер 241/242/243/244 эффективности; характеристических показателей 231/233 и обобщенных мер 251/253 эффективности.The data stream in accordance with the method of the invention is illustrated in FIG. 3. The method preferably uses the following types of components: results of 201 measurements, parametric distribution 211, samples of 221/222/223/224 parameters, characteristic indicators 231/233, measures 241/242/243/244 of effectiveness, generalized measures of 251/253 efficiency and total indicator 261. In addition, the concept of alternative option 271/273 is used to describe a group of parameter samples; measures 241/242/243/244 of effectiveness; characteristic indicators 231/233 and generalized measures 251/253 of effectiveness.
На фиг. 4 первая колонка графиков соответствует результатам 201 измерений, полученным при испытаниях скважин. Вторая колонка графиков соответствует параметрическим распределениям 211 и/или выборкам 221/222/223/224 параметров, полученным из результатов 201 измерений. Третья колонка графиков соответствует мерам 241/242/243/244 эффективности, полученным из этих выборок 221/222/223/224 параметров. На данной фигуре мерой эффективности служит суммарный дебит нефти для всех скважин системы добычи нефти и/или газа. Четвертая колонка соответствует итоговому показателю 261, который предлагает скважину, подлежащую испытанию. Обобщенные меры 251/253 эффективности показаны на линиях между третьей и четвертой колонками.In FIG. 4, the first column of the graphs corresponds to the results of 201 measurements obtained during well testing. The second column of the graphs corresponds to the parametric distributions 211 and / or samples 221/222/223/224 of the parameters obtained from the results of 201 measurements. The third column of graphs corresponds to measures 241/242/243/244 of the efficiency obtained from these samples of 221/222/223/224 parameters. In this figure, the measure of efficiency is the total oil production for all wells of the oil and / or gas production system. The fourth column corresponds to the final indicator 261, which offers the well to be tested. Generalized measures of efficiency 251/253 are shown on the lines between the third and fourth columns.
Как уже упоминалось, параметрическое распределение и меру эффективности предпочтительно находят моделированием по методу Монте-Карло. Такое моделирование является мощным методом построения приближенного распределения любой величины, зависящей от стохастических переменных. Предполагается, что распределения этих переменных известны. Используя эти распределения, формируAs already mentioned, the parametric distribution and measure of efficiency are preferably found by Monte Carlo simulation. Such modeling is a powerful method for constructing an approximate distribution of any value depending on stochastic variables. It is assumed that the distributions of these variables are known. Using these distributions, we form
- 4 016148 ется конечное количество выборок данных стохастических переменных. Для каждой выборки рассчитывается значение зависимой величины. Важные свойства распределений, такие как среднеквадратическое отклонение и средние значения зависимых переменных, найденные моделированием по методу МонтеКарло, будут сходиться к ожидаемым значениям. Пример потока данных при использовании способа по изобретению применительно к испытаниям двух скважин показан на фиг. 4. В предпочтительном варианте этого способа стохастической переменной является отношение газ-нефть и/или вода-нефть для каждой скважины. Зависимой переменой предпочтительно является суммарный дебит нефти для системы добычи нефти и/или газа.- 4 016148 gives a finite number of samples of these stochastic variables. For each sample, the value of the dependent quantity is calculated. Important distribution properties, such as standard deviation and mean values of dependent variables found by Monte Carlo simulations, will converge to expected values. An example of a data stream using the method of the invention as applied to testing two wells is shown in FIG. 4. In a preferred embodiment of this method, the stochastic variable is the gas-oil and / or water-oil ratio for each well. The dependent change is preferably the total oil production rate for the oil and / or gas production system.
Оптимизация дебита обычно основывается на оценках параметров, поскольку их точные значения неизвестны. Более конкретно, оптимизация обычно основывается на оценке отношения г> газ-нефть и/или вода-нефть. Хотя эта оценка может быть найдена различными методами, вероятно, проще всего ее найти по результатам последнего испытания скважины, что соответствует также наиболее распространенному варианту. Неопределенность при определении отношения г< газ-нефть и/или отношения воданефть для скважины ί может быть описана распределением Ό1. Способы получения оценки распределения Ό1 для каждой скважины будут рассмотрены далее. Имея это распределение, из него можно сделать ш выборок .....'The flow rate optimization is usually based on parameter estimates, since their exact values are unknown. More specifically, optimization is usually based on an estimate of the ratio r > gas-oil and / or water-oil. Although this estimate can be found by various methods, it is probably easiest to find it from the results of the last well test, which also corresponds to the most common option. The uncertainty in the determination of the ratio r <-gas oil and / or vodaneft relationship to the borehole can be described ί distribution Ό 1. Ways to get an estimate of the distribution of Ό 1 for each well will be discussed later. Having this distribution, w samples can be made from it ..... '
В случае проведения испытания скважины к указанную оценку обновляют. Предполагается, что испытания скважины дают точные результаты, так чтоIn the case of a well test, the indicated assessment is updated. Well tests are expected to give accurate results, so
где - это оценка отношения газ-нефть и/или отношения вода-нефть скважины ί после испытания скважины к с использованием выборки ф Для каждой такой выборки рассчитывают оптимальный дебит нефти. Кроме того, рассчитывают дебит нефти для каждой скважины ке1, возможность проведения испытания которой рассматривается. Поскольку значение Ту оператору процесса неизвестно, для выбора г приоритетной для оптимизации скважины используют неточную оценку '& *where is an estimate of the gas-oil ratio and / or the water-oil ratio of the well ί after testing the well k using a sample f. For each such sample, the optimal oil production rate is calculated. In addition, the oil production rate for each ke1 well is calculated, the possibility of testing which is being considered. Since the value of Tu is not known to the process operator, an inaccurate estimate of & &
ПустьLet
ГС (2>HS ( 2 >
является функцией, возвращающей суммарный дебит нефти, найденный расчетом с использованием вы— 0 борки ί и результатов испытания скважины к, где - это потенциал добычи нефти для скважины ί.is a function that returns the total oil production rate found by calculation using sample 0 ί and well test results k, where is the oil production potential for well ί.
Ожидаемый суммарный дебит нефти составляетThe expected total oil production rate is
при условии, что испытуемой является скважина к. Следующую испытуемую скважину можно определить, какprovided that the test is well k. The next test well can be determined as
Описанный способ использует конечное количество выборок из распределения и оценивает каждую выборку с использованием той же функции П(·). Это означает, что проводят η моделирований по методу Монте-Карло, по одному для каждой скважины-кандидата для испытаний. Моделирование по методу Монте-Карло - простой, но мощный метод. Большинство из сделанных допущений может быть легко ослаблено, что позволит использовать и другие стратегии. Обычно при проведении испытания скважины имеется некоторая погрешность, которая может быть легко учтена модифицированием выражения (1) введением неопределенности для случая 1=к. Кроме того, можно легко изменить цель, например, выбрав максимизацию не дебита нефти, а прибыли путем соответствующей модификации функции П(·). Риск может быть учтен модифицированием выражения (3) таким образом, чтобы вариация являлась негативным фактором.The described method uses a finite number of samples from the distribution and estimates each sample using the same function P (·). This means that η Monte Carlo simulations are performed, one for each candidate test well. Monte Carlo simulation is a simple but powerful method. Most of the assumptions made can be easily weakened, which will allow the use of other strategies. Usually, when testing a well, there is some error that can be easily taken into account by modifying expression (1) by introducing uncertainty in the case 1 = k. In addition, you can easily change the goal, for example, by choosing to maximize not the oil production rate, but the profit by appropriate modification of the function P (·). Risk can be taken into account by modifying expression (3) so that variation is a negative factor.
Чтобы найти оценку оптимального дебита нефти в системе добычи нефти и/или газа для заданного набора физических параметров, например для значений отношений газ-нефть и/или вода-нефть и ассоциированных с ними оценок, используемых при управлении такой системой, необходимо провести соответствующие расчеты. Простым и обычно используемым методом является метод на основе переключения добычи (8\νίπ§ ргобисег), описанный, например, в работе В1екег, Б1иррйаид, 1ойапкеп, Кеа1 Т1те Ртобисбоп ΘρΙίιηίζαΙίοη οί ОГГккоге Об апб Сак Ртобисбоп БуЧетк: А Тес1то1оду Битуеу, рарег БРЕ 99446, 1ке 2006 БРЕ 1п1еШдеп1 Епегду СопПегепсе апб ЕхЫЫбоп, АтЧетбат, Т1е №1Ьег1апбк, 2006. Данный способ исходит из предположения, что накладывается не более одного ограничения по добыче и что каждая скважина работает с максимальным дебитом. Цель состоит в максимизации дебита нефти. Управление скважинами производится согласно следующему правилу: скважины с самой низкой оценкой отношения газ-нефть и/или отношения вода-нефть открыты ценой ограничения дебита скважины с наивысшим отношением газ-нефть и/или отношением вода-нефть. В конечном итоге будет иметься одна частично заглушённая скважина, тогда как остальные будут либо полностью заглушены, либо полностьюTo find an estimate of the optimal oil flow rate in the oil and / or gas production system for a given set of physical parameters, for example, for gas-oil and / or water-oil ratios and the associated estimates used to control such a system, it is necessary to carry out the corresponding calculations. A simple and commonly used method is the method based on production switching (8 \ νίπ§ rgobiseg), described, for example, in B1ekeg, B1irryayid, 1stapkep, Kea1 T1te Rtobisbop ΘρΙίιηίζαΙίοη οί OGGkkoge Obb Sak Btrebisu1: , 1ke 2006 BRE 1p1eShdep1 Epegdu SopPegeps apb ExYbop, Atchetbat, T1e # 1Eb1apbk, 2006. This method is based on the assumption that no more than one production restriction is imposed and that each well works with the maximum production rate. The goal is to maximize oil production. Wells are managed according to the following rule: wells with the lowest estimate of gas-oil ratio and / or water-oil ratio are open at the cost of limiting the flow rate of the well with the highest gas-oil ratio and / or water-oil ratio. Ultimately, there will be one partially plugged well, while the rest will be either completely plugged or completely
- 5 016148 открыты.- 5 016148 open.
Далее операции, входящие в способ по изобретению, будут подробно описаны со ссылками на фиг. 1-4.Next, the operations included in the method according to the invention will be described in detail with reference to FIG. 1-4.
Генерирование характеристического показателя.Characteristic indicator generation.
Характеристические показатели 231 и 233 предпочтительно выбирают заранее. Они определяют различия между альтернативными вариантами 271 и 273, подлежащими оценке.Characteristic indicators 231 and 233 are preferably selected in advance. They identify the differences between alternatives 271 and 273 to be evaluated.
В предпочтительном варианте характеристические показатели 231 и 233 определяют, какая из скважин 105, 106 и 127 выбрана для проведения испытаний. Характеристические показатели 231 и 233 могут также содержать графики испытаний скважин, задающие время проведения по меньшей мере одного испытания скважины.In a preferred embodiment, the characteristic indicators 231 and 233 determine which of the wells 105, 106 and 127 are selected for testing. Characteristic indicators 231 and 233 may also contain well test schedules defining the time of at least one well test.
Характеристические показатели 231 и 233 используются также для того, чтобы определить, является ли доступным многофазный расходомер 130. Они могут содержать также конкретные данные, такие как тип, положение и/или точность расходомера 130.Characteristic indicators 231 and 233 are also used to determine whether a multiphase flow meter 130 is available. They may also contain specific data, such as the type, position and / or accuracy of the flow meter 130.
Генерирование параметрического распределения.Generation of a parametric distribution.
Параметрическое распределение 211 предпочтительно генерируют, используя результаты 201 измерений, которые могут быть получены в он-лайновом режиме и/или являться ранее полученными результатами.The parametric distribution 211 is preferably generated using the results of 201 measurements, which can be obtained on-line and / or be previously obtained results.
В другом варианте параметрическое распределение 211 предоставляется пользователем, компьютерной программой или аналогичным источником.In another embodiment, the parametric distribution 211 is provided by a user, a computer program, or a similar source.
Для оптимизации испытаний скважин желательно, чтобы параметрическое распределение 211 содержало по меньшей мере одно отношение газ-нефть или вода-нефть для каждой из скважин 105, 106, 127.To optimize well testing, it is desirable that the parametric distribution 211 contains at least one gas-oil or water-oil ratio for each of the wells 105, 106, 127.
Для оптимизации испытаний скважин желательно также, чтобы параметрическое распределение 211 генерировалось с учетом периодов, истекших после испытаний скважин 105,106, 127, и с получением для каждой скважины 105,106, 127 распределения изменения отношения газ-нефть или вода-нефть для множества временных интервалов, предпочтительно одинаковой длительности, рассматриваемых как периоды, истекшие после испытаний указанных скважин.To optimize well testing, it is also desirable that a parametric distribution 211 is generated taking into account the periods elapsed after testing the wells 105, 106, 127, and to obtain for each well 105, 106, 127 the distribution of the change in the gas-oil or water-oil ratio for a plurality of time intervals, preferably the same Durations considered as periods elapsed after testing these wells.
В качестве метода интерполяции при предварительной обработке результатов испытаний скважины предпочтительным является метод сплайн-интерполяции, обеспечиваемый программным пакетом МаДаЬ. Предпочтительно также сместить параметрическое распределение 211 на величину отношения газ-нефть и/или вода-нефть, полученного в последнем испытании скважины.As a method of interpolation in the preliminary processing of well test results, the spline interpolation method provided by the software package Mabal is preferable. It is also preferable to shift the parametric distribution 211 by the value of the gas-oil and / or water-oil ratio obtained in the last well test.
Генерирование выборок параметров.Generation of parameter samples.
Множество выборок 221/222/223/224 параметров для каждого из альтернативных вариантов 271 и 273 получают из параметрического распределения 211. Ту же самую выборку 221/222/223/224 параметров предпочтительно используют для всех альтернативных вариантов 271 и 273. Количество выборок 221/222/223/224 параметров предпочтительно определяют с учетом сходимости обобщенной меры 251 или 253 эффективности или, альтернативно, как заданное целое число.A plurality of samples 221/222/223/224 of parameters for each of the alternative options 271 and 273 are obtained from the parametric distribution 211. The same sample of 221/222/223/224 parameters is preferably used for all of the alternative options 271 and 273. The number of samples 221 / 222/223/224 parameters are preferably determined taking into account the convergence of the generalized measure 251 or 253 of efficiency or, alternatively, as a given integer.
Генерирование меры эффективности.Efficiency measures generation.
Для каждой из выборок 221/222/223/224 параметров и с их использованием рассчитывают меру 241/242/243/244 эффективности. Предпочтительно мера эффективности рассчитывается с использованием одного и того же характеристического показателя.For each of the samples 221/222/223/224 parameters and using them calculate the measure of 241/242/243/244 efficiency. Preferably, the measure of effectiveness is calculated using the same characteristic measure.
Подобная мера эффективности отражает суммарный дебит нефти или газа или норму прибыли. Желательно, чтобы данная мера эффективности рассчитывалась с использованием модели функционирования системы добычи. Для этого в процессе расчета предпочтительно учитывается производственная мощность системы добычи.Such a measure of efficiency reflects the total oil or gas production rate or rate of return. It is desirable that this measure of efficiency is calculated using a model of the functioning of the production system. For this, the production capacity of the production system is preferably taken into account in the calculation process.
Генерирование обобщенной меры эффективности.Generation of a generalized measure of effectiveness.
Обобщенную меру эффективности рассчитывают для каждого альтернативного варианта, используя меры эффективности для этого варианта. При этом предпочтительно используют среднее значение мер эффективности для данного альтернативного варианта. Предпочтительным является определение среднего значения с одновременным указанием ухудшения вариабельности в отношении дебита нефти и/или газа.A generalized measure of effectiveness is calculated for each alternative option, using measures of effectiveness for this option. In this case, the average value of the effectiveness measures for this alternative is preferably used. It is preferable to determine the average value while indicating a deterioration in variability in relation to the flow rate of oil and / or gas.
Обобщенная мера эффективности может представлять собой визуальное представление распределения по меньшей мере одной из мер эффективности для одного альтернативного варианта. Примером такого представления является гистограмма, в которой меры эффективности указывают по одной оси, а их частоты - по другой.A generalized measure of effectiveness may be a visual representation of the distribution of at least one of the measures of effectiveness for one alternative. An example of such a representation is a histogram in which measures of efficiency are indicated on one axis, and their frequencies - on the other.
Обобщенной мерой эффективности может быть по меньшей мере одна из мер эффективности.A generalized measure of effectiveness may be at least one of the measures of effectiveness.
Специалисту будет понятно, что меры эффективности можно масштабировать или подвергать преобразованию.One skilled in the art will appreciate that performance measures can be scaled or transformed.
Генерирование итогового показателя.Generation of the final indicator.
Итоговый показатель предпочтительно генерируют с использованием обобщенных мер эффективности для различных альтернативных вариантов. Предпочтительный метод генерирования данного показателя состоит в выборе того альтернативного варианта, использование которого приведет к максимизаThe final score is preferably generated using generalized measures of effectiveness for various alternatives. The preferred method of generating this indicator is to choose the alternative option, the use of which will lead to maximization
- 6 016148 ции или минимизации обобщенной меры эффективности.- 6 016148 or minimizing a generalized measure of effectiveness.
Альтернативно, итоговым показателем может являться упорядоченный перечень альтернативных вариантов или мер эффективности. В другом варианте итоговый показатель генерируют, как визуальное представление обобщенных мер эффективности. Предпочтительно данное представление упорядочивают так, чтобы каким-то образом обеспечить сортировку обобщенных мер эффективности.Alternatively, the outcome indicator may be an ordered list of alternative options or measures of effectiveness. In another embodiment, the final indicator is generated as a visual representation of generalized measures of effectiveness. Preferably, the presentation is ordered so as to somehow sort the generalized measures of effectiveness.
Способ по изобретению был реализован для осуществления выбора подлежащей испытанию скважины на основе результатов испытаний скважин системы морской добычи нефти в Северном море. Моделирование охватывало 21 скважину, причем суммарный дебит жидкой фазы был ограничен уровнем 10000 м3/сутки. Моделируемый период равнялся 180 дням. Каждая скважина моделировалась, как продуцирующая нефть и воду. Модель скважины включала потенциал по добыче нефти и отношение воданефть. Потенциал по добыче нефти для каждой скважины определялся посредством интерполяции значений этого потенциала, содержащихся в результатах испытаний скважины, т. е. рассматривался как переменная по времени. Чтобы обеспечить реалистичную интерполяцию, нижняя граница потенциала принималась равной нулю. Отношение вода-нефть определялось интерполяцией значений для этих отношений, содержащихся в результатах испытаний скважины, но ограничивалась снизу нулевым значением.The method of the invention was implemented to select the wells to be tested based on the results of testing wells in the North Sea offshore oil production system. The simulation covered 21 wells, and the total flow rate of the liquid phase was limited to 10,000 m 3 / day. The simulated period was 180 days. Each well was modeled as producing oil and water. The well model included oil production potential and water-oil ratio. The oil production potential for each well was determined by interpolating the values of this potential contained in the results of well tests, i.e., it was considered as a time variable. To ensure realistic interpolation, the lower bound of the potential was taken equal to zero. The water-oil ratio was determined by interpolating the values for these ratios contained in the well test results, but was limited from below to a zero value.
Изобретение не ограничивается описанными предпочтительными вариантами. Возможно использование различных альтернатив, модификаций и эквивалентов. Соответственно представленные варианты не должны рассматриваться как ограничивающие объем изобретения, определяемый прилагаемой формулой изобретения.The invention is not limited to the described preferred options. It is possible to use various alternatives, modifications and equivalents. Accordingly, the presented options should not be construed as limiting the scope of the invention defined by the attached claims.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US84070506P | 2006-08-29 | 2006-08-29 | |
| NO20063837A NO325315B1 (en) | 2006-08-29 | 2006-08-29 | Process in a system for producing oil and / or gas |
| PCT/IB2007/002460 WO2008029232A2 (en) | 2006-08-29 | 2007-08-28 | Method in an oil and/or gas production system for parameter testing. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970227A1 EA200970227A1 (en) | 2009-08-28 |
| EA016148B1 true EA016148B1 (en) | 2012-02-28 |
Family
ID=39276291
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970227A EA016148B1 (en) | 2006-08-29 | 2007-08-28 | Method in an oil and/or a gas production system |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100070182A1 (en) |
| EP (1) | EP2059653A4 (en) |
| EA (1) | EA016148B1 (en) |
| NO (1) | NO325315B1 (en) |
| WO (1) | WO2008029232A2 (en) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7415357B1 (en) * | 2007-03-07 | 2008-08-19 | Honeywell International Inc. | Automated oil well test classification |
| US7769493B2 (en) * | 2008-03-19 | 2010-08-03 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | System and method for controlling flow characteristics |
| CA2846656C (en) * | 2012-11-19 | 2022-06-14 | Manus P. Henry | Net oil and gas well test system |
| US9650890B2 (en) * | 2015-05-16 | 2017-05-16 | Phase Dynamics, Inc. | Apparatuses and methods for evaluating well performance using deviations in real-time well measurement data |
| US11136873B2 (en) | 2017-04-11 | 2021-10-05 | Kustom Koncepts, Inc. | Skid mounted oil well production processing system |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6978210B1 (en) * | 2000-10-26 | 2005-12-20 | Conocophillips Company | Method for automated management of hydrocarbon gathering systems |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6980940B1 (en) * | 2000-02-22 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corp. | Intergrated reservoir optimization |
| US7797139B2 (en) * | 2001-12-07 | 2010-09-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Optimized cycle length system and method for improving performance of oil wells |
| CA2514516C (en) * | 2003-03-26 | 2012-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Performance prediction method for hydrocarbon recovery processes |
| US7440876B2 (en) * | 2004-03-11 | 2008-10-21 | M-I Llc | Method and apparatus for drilling waste disposal engineering and operations using a probabilistic approach |
| US7519503B2 (en) * | 2007-02-15 | 2009-04-14 | Epsis As | Data handling system |
-
2006
- 2006-08-29 NO NO20063837A patent/NO325315B1/en unknown
-
2007
- 2007-08-28 US US12/439,553 patent/US20100070182A1/en not_active Abandoned
- 2007-08-28 WO PCT/IB2007/002460 patent/WO2008029232A2/en active Application Filing
- 2007-08-28 EP EP07804835.2A patent/EP2059653A4/en not_active Withdrawn
- 2007-08-28 EA EA200970227A patent/EA016148B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6978210B1 (en) * | 2000-10-26 | 2005-12-20 | Conocophillips Company | Method for automated management of hydrocarbon gathering systems |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| BIEKER, H.P. ET AL.: "Optimal Well-Testing Strategy for Production Optimization: A Monte Carlo Simulation Approach". Presentation at the 2006 SPE Eastern Regional Meeting held in Canton, Ohio, U.S.A., 11-13 October 2006. Abstract * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2059653A4 (en) | 2014-11-12 |
| EA200970227A1 (en) | 2009-08-28 |
| WO2008029232A3 (en) | 2008-05-22 |
| WO2008029232A2 (en) | 2008-03-13 |
| NO20063837L (en) | 2008-03-03 |
| NO325315B1 (en) | 2008-03-25 |
| EP2059653A2 (en) | 2009-05-20 |
| US20100070182A1 (en) | 2010-03-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3721054B1 (en) | Modelling of oil and gas networks | |
| CA2693486C (en) | Valuing future information under uncertainty | |
| Kang et al. | Real-time demand estimation and confidence limit analysis for water distribution systems | |
| US20070100475A1 (en) | Method and apparatus for applying reduced nonlinear models to optimization of an operation | |
| US8473268B2 (en) | Method for comparing and back allocating production | |
| CN103959019B (en) | Net oil and gas well test system | |
| US8380475B2 (en) | Method for prediction in an oil/gas production system | |
| BR122021026024B1 (en) | DATA PROCESSING METHOD AND APPARATUS FOR EVALUATION OF AN OIL AND GAS FLOW NETWORK, LOCAL MODELS AND THEIR USE, AND COMPUTER PROGRAM PRODUCT | |
| EA016148B1 (en) | Method in an oil and/or a gas production system | |
| Mazzolani et al. | Estimating leakages in water distribution networks based only on inlet flow data | |
| EP3580427A1 (en) | Method for assessing and managing sensor uncertainties in a virtual flow meter | |
| Fedorov et al. | Real options approach for a staged field development with optional wells | |
| CN104111209B (en) | Method And Apparatus For Self-calibration Of Density Profiler | |
| Haouche et al. | Smart metering: an online application of data validation and reconciliation approach | |
| Fedorov et al. | Sequential production of two oil fields with an option to switch | |
| Maheshwari et al. | Production Optimization and Reservoir Monitoring Through Virtual Flow Metering | |
| WO2016014358A1 (en) | Application programming interface to probe reservoir simulation response surface models | |
| JP6614285B1 (en) | Apparatus, method and program for estimating the state of natural resources to be collected | |
| Valdes et al. | Uncertainty quantification improves well construction cost estimation in unconventional reservoirs | |
| Stundner et al. | Production Performance Monitoring Workflow | |
| Hatchett et al. | How accurate is a hydraulic model? | |
| Ursini et al. | Monitoring and Troubleshooting of Subsea MPFM by KPIs and Virtual Metering Application in Offshore Environment | |
| US20180018412A1 (en) | Fluid Flow Network Simulation Methods and Systems Employing Two-Phase Envelopes with Interpolated Values | |
| Nandanwar et al. | Estimation of Water Cut, Gas Oil Ratio and Inflow Parameters for Deep Water Wells with Infrequent Well Tests Using Regression-Based Method | |
| Firat et al. | Development and implementation of a novel assessment system for water utilities in strategic water loss management |
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 BY KG 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): AZ KZ TM RU |