EA016477B1 - Способ управления добычей из нефтегазоносного коллектора в режиме реального времени - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловых операций на месторождении, имеющем по меньшей мере одну буровую площадку, причем каждая буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий через подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем. Этапы способа включают в себя получение множества параметров в режиме реального времени от множества датчиков, расположенных на месторождении, при этом множество параметров в режиме реального времени содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из данных дебита в режиме реального времени и данных давления в режиме реального времени в стволе скважины, конфигурирование бессеточного аналитического имитационного средства для имитации подземного коллектора на основе множества параметров в режиме реального времени, формирование результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени и по меньшей мере одной буровой площадки в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства и выполнение нефтепромысловой операции на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.

Description

Настоящее изобретение относится к методикам выполнения нефтепромысловых операций, относящихся к подземным пластам с коллекторами в них. Конкретнее, изобретение относится к методикам выполнения нефтепромысловых операций, включающим в себя анализ эксплуатации коллектора, и его влияния на нефтепромысловые операции.

Предшествующий уровень техники

Нефтепромысловые операции, такие как изыскания, бурение, испытания на каротажном кабеле, заканчивание, добыча, планирование и нефтепромысловый анализ, обычно выполняют для обнаружения и отбора ценных скважинных текучих сред. Различные аспекты нефтепромысла и относящихся к нему работ показаны на фиг. 1Ά-1Ό. Как показано на фиг. 1А, изыскания обычно выполняют с использованием такой методологии сбора данных, как сейсмическое сканирование для построения карт подземных структур. Данные структуры часто анализируют для определения присутствия подземных залежей, таких как ценных текучих сред или минералов. Данную информацию используют для оценки подземных структур и обнаружения пластов, содержащих необходимые подземные запасы. Данные, собранные с использованием методики сбора данных, можно оценивать и анализировать для определения присутствия таких полезных ископаемых, и их реальной доступности.

Как показано на фиг. 1Β-1Ό, одна или несколько буровых площадок могут быть установлены на подземных структурах для отбора ценных текучих сред из подземных коллекторов. Буровые площадки оборудованы инструментами, обеспечивающими возможность обнаружения и извлечения углеводородов из подземных коллекторов. Как показано на фиг. 1В, бурильные инструменты обычно спускают под землю с буровых установок по заданным траекториям для обнаружения ценных скважинных текучих сред. Во время операций бурения бурильный инструмент может выполнять скважинные измерения для исследования скважинных условий. В некоторых случаях, как показано на фиг. 1С, бурильный инструмент убирают и инструмент на каротажном кабеле развертывают в стволе скважины для выполнения дополнительных скважинных испытаний.

После завершения операции бурения скважину можно подготавливать к эксплуатации. Как показано на фиг. 1Ό, оборудование заканчивания скважины развертывают в стволе скважины для заканчивания скважины для ее подготовки к добыче текучей среды. Затем текучая среда попадает из подземных коллекторов в ствол скважины и проходит на поверхность. Установлены на площадках на поверхности для сбора углеводородов с буровой площадки (площадок). Текучая среда, отобранная из подземного коллектора (коллекторов), проходит на сооружения добычи через такие сооружения, как трубопроводы. Различное оборудование может быть установлено на нефтепромысле для мониторинга нефтепромысловых параметров и/или управления нефтепромысловыми операциями.

Во время нефтепромысловых операций обычно собирают данные анализа и/или мониторинга нефтепромысловых операций. Такие данные могут включать в себя, например, данные подземного пласта, оборудования, статистические и/или другие данные. Данные, касающиеся подземного пласта, собирают с использованием различных источников. Такие данные пласта могут быть статическими или динамическими. Статические данные относятся, например, к структуре пласта и геологической стратиграфии, которые образуют геологическую структуру подземного пласта. Динамические данные относятся, например, к текучим средам, проходящим через геологические структуры подземного пласта с течением времени. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для получения дополнительной информации по пластам и запасам, содержащимся в них.

Средством, используемым для сбора статических данных, могут являться сейсмические инструменты, такие как станция сейсморазведки на грузовике, посылающая продольные сейсмоволны в толщу земли, как показано на фиг. 1А. Данные волны измеряют для характеризации изменений плотности геологической структуры на различных глубинах. Данную информацию можно использовать для создания базовых структурных карт подземного пласта. Другие статические измерения можно получать с использованием методик отбора керна и каротажа скважины. Образцы керна можно использовать для получения на различных глубинах физических образцов для испытаний пласта, как показано на фиг. 1В. Каротаж скважины обычно включает в себя развертывание скважинного инструмента в стволе скважины для сбора данных различных измерений на забое, таких как плотности, удельного сопротивления и т.д., на различных глубинах. Такой каротаж скважины можно выполнять с использованием, например, бурильного инструмента фиг. 1В и/или инструмента на каротажном кабеле фиг. 1С. Когда скважина построена и закончена, текучая среда проходит на поверхность с использованием эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы, как показано на фиг. 1Ό. Когда текучая среда проходит на поверхность, можно осуществлять мониторинг различных динамических измерений, таких как расход текучей среды, давление и состав. Данные параметры можно использовать для определения различных характеристик подземного пласта.

Датчики могут быть установлены на нефтепромысле для сбора данных, относящихся к различным нефтепромысловым операциям. Например, датчики на буровом оборудовании могут осуществлять мониторинг условий бурения, датчики в стволе скважины могут осуществлять мониторинг состава текучей среды, датчики, размещенные вдоль пути потока, могут осуществлять мониторинг дебитов, и датчики на

- 1 016477 сооружениях промысловой подготовки продукции скважин могут осуществлять мониторинг собранных текучих сред. Другие датчики могут быть обеспечены для мониторинга условий в скважине, на поверхности, оборудования или других условий. Данные мониторинга часто используют для принятия решений на различных местоположениях месторождения в разные моменты времени. Данные, собранные указанными датчиками, можно дополнительно анализировать и обрабатывать. Данные можно собирать и использовать для текущих или будущих работ. При использовании для будущих работ на таких же или других месторождениях, такие данные могут иногда именовать статистическими данными.

Обработанные данные можно использовать для прогнозирования скважинных условий и принятия решений, касающихся нефтепромысловых операций. Такие решения могут касаться проектирования скважин, нацеливания скважин, заканчивания скважин, уровней управления, темпов добычи и других работ и/или условий. Часто данную информацию используют для определения момента бурения новых скважин, повторного заканчивания существующих скважин или изменения дебита ствола скважины.

Данные одного или нескольких стволов скважин можно анализировать для планирования и прогнозирования различных параметров на выходе данного ствола скважины. В некоторых случаях данные соседних стволов скважин или стволов скважин с аналогичными условиями или оборудованием можно использовать для прогнозирования показателей работы скважины. Обычно существует большое число переменных и большие объемы данных для рассмотрения в анализе нефтепромысловых операций. Поэтому часто является полезным моделирование режима нефтепромысловых операций для определения необходимого способа действия. Во время продолжающихся операций условия операций могут нуждаться в корректировке при изменении условий и получения новой информации.

Разработаны методики моделирования характера изменения различных аспектов нефтепромысловых операций, таких как геологические структуры, подземные коллекторы, стволы скважин, сооружения на поверхности, а также других участков нефтепромысловых операций. Обычно имеются различные типы имитационных средств для различных целей. Например, имеются имитационные средства, сфокусированные на свойствах коллектора, производительности ствола скважин или обработке на поверхности. Примеры имитационных средств, которые можно использовать на буровой площадке, описаны в патенте США № 5992519 и АО 2004049216. Другие примеры данных методик моделирования показаны в патентах/публикациях №№ И8 5992519, И8 6313837, АО 1999/064896, АО 2005/122001, И8 2003/0216897, И8 2003/0132934, И8 2005/0149307 и И8 2006/0197759.

Недавно предприняты попытки рассмотрения более широкого диапазона данных нефтепромысловых операций. Например, И8 6842700, выдан Рое, описывает способ оценки скважины и коллектора без обращения к статистическим данным давления. В другом примере, И8 2006/0069511, выдан ТйатЬуиауадат, описывает инструмент оценки и расчета параметров газового коллектора. Другие примеры таких недавних попыток раскрыты в патентах/публикациях/заявках №№ И8 6018497, И8 6078869, И8 6106561, И8 6230101, И8 6980940, И8 7164990, СВ 2336008, И8 2004/0220846, И8 2006/0129366, И8 2006/0184329, И8 10/586283 и АО 04049216.

Несмотря на развитие и совершенствование методик моделирования и/или имитации ствола скважины, многие из которых используют конечноразностные цифровые способы конструирования моделей коллектора, остается необходимость создания методик с возможностью выполнения имитации в режиме реального времени для нефтепромысловых операций. Было бы желательно иметь систему, выполняющую имитации с рассмотрением данных по всем нефтепромысловым операциям. В некоторых случаях может быть необходимым осуществление постоянного мониторинга и анализа нефтепромысловых данных, упреждение и идентификация событий и выполнение в режиме реального времени диагностики и интерпретации нефтепромысловых данных. В другом случае может быть необходимым поддержание в режиме реального времени принятие решения по выполнению нефтепромысловых операций. Также необходимо, чтобы методики обеспечивали возможность выполнения одного или более выбранных из: учета воздействия эксплуатации других скважин в данном коллекторе; обновления модели коллектора на основе настройки модели по фактическим геологопромысловым данным; и автоматической последовательности операций в режиме реального времени с составлением графика ключевых параметров по времени и подачи тревожных сигналов в режиме реального времени на основе заданных критериев.

Сущность изобретения

В общем, в одном аспекте изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем по меньшей мере одну буровую площадку, каждую буровую площадку, имеющую ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем. Этапы способа включают в себя получение множества параметров в режиме реального времени от множества датчиков, расположенных на месторождении, при этом множество параметров в режиме реального времени содержат по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из данных дебита в режиме реального времени и данных давления в стволе скважины в режиме реального времени, конфигурирование бессеточного аналитического имитационного средства для имитации подземного коллектора на основе множества параметров в режиме реального времени, формирование результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени и по меньшей мере одной буровой площадки в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического

- 2 016477 имитационного средства и выполнение нефтепромысловой операции на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.

В общем, в одном аспекте изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество буровых площадок, причем каждая буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем. Этапы способа включают в себя получение данных давления в режиме реального времени от стационарного глубинного манометра, идентификацию модели коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства на основе скорости изменения данных давления в режиме реального времени с использованием способа нейронной сети, создание результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени и множества буровых площадок в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства, и выполнение нефтепромысловой операции на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.

В общем, в одном аспекте изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество газовых скважин, причем каждая газовая скважина имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения газа из подземного коллектора в нем, при этом этапы способа включают в себя получение данных дебита в режиме реального времени от расходомера, получение по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из данных давления в режиме реального времени и автономных данных давления, формирования первого результата имитации подземного коллектора и множества газовых скважин с использованием модели нелинейной регрессии с данными дебита в режиме реального времени и данными давления в режиме реального времени и автономными данными давления, если данные давления в режиме реального времени отсутствуют, идентификация модели коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства с использованием способа нейронной сети, если данные давления в режиме реального времени имеются, создание второго результата имитации коллектора и множества газовых скважин в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства и выполнение нефтепромысловой операции на основе по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из первого результата имитации и второго результата имитации.

В общем, в одном аспекте изобретение относится к машиночитаемому носителю, содержащему инструкции, исполняемые компьютером, для выполнения этапов способа для нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем по меньшей мере одну буровую площадку, причем каждая по меньшей мере одна буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем. Инструкции обеспечивают функциональные возможности для получения множества параметров в режиме реального времени от множества датчиков, расположенных на нефтепромысле, при этом множество параметров режима реального времени содержат по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из дебита и давления в стволе скважины, конфигурирования бессеточного аналитического имитационного средства для имитации коллектора на основе множества параметров в режиме реального времени и создания результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени и по меньшей мере одной буровой площадки в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства, при этом нефтепромысловую операцию выполняют на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.

В общем, в одном аспекте изобретение относится к машиночитаемому носителю, содержащему инструкции, исполняемые компьютером для выполнения этапов способа для нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество буровых площадок, причем каждая из множества буровых площадок имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем. Инструкции обеспечивают функциональные возможности для получения данных давления в режиме реального времени от стационарного глубинного манометра, идентифицирования модели коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства на основе скорости изменения данных давления в режиме реального времени с использованием способа нейронной сети, создания результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени и множества буровых площадок в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства и выполнения нефтепромысловой операции на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.

В общем, в одном аспекте изобретение относится к машиночитаемому носителю, содержащему инструкции, исполняемые компьютером, для выполнения этапов способа для нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество газовых скважины, причем каждая из множества газовых скважин имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения газа из подземного коллектора в нем. Инструкции обеспечивают функциональные возможности для получения данных дебита в режиме реального времени от расходомера, получение по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из данных давления в режиме реального времени и автономных данных давления, создания первого результата имитации подземного коллектора и множества газовых скважин с использованием модели нелинейной регрессии с данными дебита в режиме реального времени и данными давле

- 3 016477 ния в режиме реального времени и автономными данными давления, если данные давления в режиме реального времени отсутствуют, идентификации модели коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства с использованием способа нейронной сети, если данные давления в режиме реального времени имеются, создания ворого результата имитации коллектора и множества газовых скважин в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства и выполнения нефтепромысловых операций на основе по меньшей мере одной позиции, выбранной из группы, состоящей из первого результата имитации и второго результата имитации.

Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясными из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Для того чтобы приведенные выше признаки и преимущества настоящего изобретения можно было понять в деталях, дается более конкретное описание изобретения, кратко описанного выше, со ссылками на его варианты осуществления, показанные на прилагаемых чертежах. Следует отметить, вместе с тем, что прилагаемые чертежи показывают только типичные варианты осуществления данного изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие равно эффективные варианты осуществления.

Фиг. 1Ά-1Ό изображают примеры схематичных видов нефтепромысла с подземными структурами, включающими в себя коллекторы, и различными работами, выполняемыми на нефтепромысле, где на фиг. 1Ά показан пример геофизических исследований, выполняемых станцией сейсмических исследований на грузовике, на фиг. 1В показан пример операции бурения, выполняемой бурильным инструментом, подвешенным на буровой установке и продвигаемым в подземный пласт, на фиг. 1С показан пример операции на каротажном кабеле, выполняемой инструментом на каротажном кабеле, подвешенным на буровой установке и спущенным в ствол скважины фиг. 1В, на фиг. 1Ό показан пример операции добычи, выполняемой эксплуатационным инструментом, развернутым с буровой установки в законченный ствол скважины для отбора текучей среды из коллектора на забое в сооружения на поверхности;

фиг. 2Ά-2Ό изображают примеры графического отображения данных, собранных инструментами фиг. 1Ά-1Ό соответственно, где на фиг. 2Ά показан пример трассы сейсмограммы подземного пласта фиг. 1Ά, на фиг. 2В показан пример образца керна пласта, показанного на фиг. 1В, на фиг. 2С показан пример каротажной диаграммы подземного пласта фиг. 1С, на фиг. 2Ό показан пример кривой падения уровня добычи текучей среды, извлекаемой из подземного пласта фиг. 1Ό;

фиг. 3 изображает схематичный вид, частично в разрезе, являющегося примером месторождения с множеством инструментов сбора данных, установленных на различных местоположениях месторождения для сбора данных подземного пласта;

фиг. 4 изображает схематичный вид являющегося примером месторождения с множеством буровых площадок добычи углеводородов из подземного пласта;

фиг. 5 изображает пример схемы участка месторождения на фиг. 4, где детально показана операция добычи;

фиг. 6 изображает блок-схему последовательности операций работы стационарного глубинного манометра на месторождении;

фиг. 7 изображает блок-схему последовательности операций работы газового расходомера на газовом месторождении;

фиг. 8 изображает схему модели коллектора в бессеточном аналитическом имитационном средстве;

фиг. 9 изображает блок-схему последовательности операций способа выполнения нефтепромысловой операции с использованием аналитического имитационного средства в режиме реального времени.

Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

Предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения показаны на указанных выше фигурах и описаны подробно ниже. В описании предпочтительных вариантов осуществления одинаковые или идентичные цифры ссылки использованы для указания общих или аналогичных элементов.

На фиг. 1Ά-1Ό показано месторождение (100) с геологическими структурами и/или подземными пластами. Как показано на данных чертежах, различные измерения в подземном пласте снимают различные инструменты на одном месте работ. Данные измерения можно использовать для выработки информации о пласте, и/или геологических структурах, и/или текучих средах, содержащихся в них.

На фиг. 1Ά-1Ό схематично показаны виды месторождения (100) с подземными пластами (102), содержащими коллектор (104), и различные работы, выполняемые на месторождении (100). На фиг. 1Ά показаны геофизические исследования, выполняемые станцией (106а) сейсмических исследований на грузовике, для измерения свойств подземного пласта. Исследования являются сейсмическими геофизическими исследованиями с производством акустических колебаний (112). На фиг. 1Ά такие акустические колебания (112) производятся источником (110) и отражаются от множества горизонтов (114) в геологическом пласте (116). Άкустические колебания (112) принимают датчики (8), такие как сейсмоприемники (118), расставленные на поверхности, сейсмоприемники (118) производят электрические выходные сигналы, указанные как принимаемые данные (120) на фиг. 1.

- 4 016477

В ответ на принятые акустические колебания (112), представляющие различные параметры (такие как амплитуда и/или частота), принятые данные (120) передаются как входные данные на компьютер (122а) станции (106а) сейсмических исследований на грузовике, и, реагируя на входные данные, компьютер (122а) вырабатывает выходную запись (124) сейсмических данных. Сейсмические данные можно дополнительно обрабатывать, как необходимо, например посредством сжатия информации.

На фиг. 1В показана операция бурения, выполняемая бурильным инструментом (106Ь), подвешенным на буровой установке (128) и продвигаемым в подземный пласт (102) для образования ствола (136) скважины. Емкость (130) бурового раствора используют для подачи бурового раствора в бурильный инструмент (106Ь) по линии (132) подачи для осуществления циркуляции бурового раствора через бурильный инструмент (106Ь) и обратно на поверхность. Бурильный инструмент (106Ь) продвигается в пласт для достижения коллектора (104). Бурильный инструмент (106Ь) предпочтительно приспособлен для измерения свойств на забое. Бурильный инструмент (106Ь) может также быть приспособлен для отбора образца (133) керна, как показано, и может извлекаться, чтобы образец (133) керна мог быть отобран с использованием другого инструмента.

Наземный блок (134) управления используется для связи с бурильным инструментом (106Ь) и работ вне площадки. Наземный блок (134) управления способен осуществлять связь с бурильным инструментом (106Ь) для передачи команд, приведения в действие бурильного инструмента (106Ь) и для приема данных с него. Наземный блок (134) управления предпочтительно снабжен компьютерным оборудованием для приема, сохранения, обработки и анализа данных месторождения (100). Наземный блок (134) управления собирает выходные данные (135), вырабатываемые во время операции бурения. Компьютерное оборудование, такое как оборудование наземного блока (134) управления, может быть установлено на различных местоположениях месторождения (100) и/или на удаленных местах работы.

Датчики (8), такие как измерительные приборы, можно устанавливать повсеместно в коллекторе, на буровой установке, нефтепромысловом оборудовании (таком как скважинный инструмент) или на других участках месторождения для сбора информации по различным параметрам, таким как параметры на поверхности, параметры на забое и/или условия работ. Датчики (8) предпочтительно измеряют нефтепромысловые параметры, такие как осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давления, температуры, расходы, составы и другие параметры нефтепромысловых операций.

Информацию, собранную датчиками (8), может собирать наземный блок (134) управления и/или другие средства сбора данных для анализа или обработки. Данные, собранные датчиками (8), можно использовать индивидуально или в комбинации с другими данными. Данные могут быть собраны в базу данных, и все или выбранные фрагменты данных можно выборочно использовать для анализа и/или прогнозирования нефтепромысловой операции, действующей в настоящее время, и/или других стволов скважин.

Выходные данные различных датчиков (8), установленных на нефтепромысле, можно обрабатывать для их использования. Данные могут являться статистическими данными, данными в режиме реального времени или их комбинациями. Данные в режиме реального времени можно использовать в режиме реального времени или сохранять для последующего использования. Данные можно также комбинировать со статистическими данными или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные можно размещать в отдельных базах данных или объединять в одну базу данных.

Собранные данные можно использовать для выполнения анализа, такого как операции моделирования. Например, сейсмические выходные данные можно использовать для выполнения имитации геологической, геофизической, технологии разработки коллектора и/или эксплуатации. Данные коллектора, ствола скважины, полученные на поверхности и/или промысловой подготовки продукции скважин, можно использовать для выполнения имитации коллектора, ствола скважины или других имитаций добычи. Выходные данные нефтепромысловых операций могут быть переданы датчиками (8) напрямую или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Указанные выходные данные можно использовать как входные данные для дополнительного анализа.

Данные собирают и хранят в наземном блоке (134) управления. Один или несколько наземных блоков (134) управления могут быть размещены на месторождении (100) или удаленно и связаны с ним. Наземный блок (134) управления может представлять собой один блок или комплексную сеть блоков, используемую для выполнения необходимых функций управления передачей данных повсеместно на месторождении (100). Наземный блок (134) управления может являться системой с ручным или автоматическим управлением. Наземным блоком (134) управления может управлять пользователь и/или настраивать его.

Наземный блок (134) управления может быть оборудован приемопередатчиком (137), обеспечивающим связь между блоком (134) на поверхности и различными участками (или зонами) месторождения (100) или другими местами работ. Наземный блок (134) управления может также быть оборудован или функционально соединен с контроллером для приведения в действие механизмов на месторождении (100). Наземный блок (134) управления может отправлять сигналы команд управления на месторождении (100) в ответ на принятые данные. Наземный блок (134) управления может принимать команды через приемопередатчик или может сам исполнять команды на контроллер. Для анализа данных может быть

- 5 016477 оборудован процессор (локально или на удалении) и принимать решения для приведения в действие контроллера. Таким образом, на месторождении (100) можно осуществлять выборочную коррекцию на основе собранных данных для оптимизирования темпа отбора текучей среды, или для максимизирования срока службы коллектора и его полного объема добычи. Данную коррекцию можно выполнять автоматически, на основе компьютерной программы, или вручную оператором. В некоторых случаях планы бурения можно корректировать для выбора оптимальных условий работы или для предотвращения проблем.

На фиг. 1С показана операция на каротажном кабеле, выполняемая инструментом (106с) на каротажном кабеле, подвешенным на буровой установке (128) в стволе (136) скважины фиг. 1В. Инструмент (106с) на каротажном кабеле предпочтительно приспособлен для развертывания в стволе (136) скважины для выполнения каротажа, выполнения испытаний на забое и/или отбора проб или образцов. Инструмент (106с) на каротажном кабеле можно использовать в других способах и как устройство выполнения сейсмических геофизических исследований. Инструмент (106с) на каротажном кабеле фиг. 1С может иметь генератор (143) акустических колебаний или взрывной волны, обеспечивающий получение электрических сигналов от подземных пластов (102).

Инструмент (106с) на каротажном кабеле может быть функционально соединен, например, с сейсмоприемниками (118), с регистрацией сигналов в компьютере (122а) сейсмической станции (106а) на грузовике, показанной на фиг. 1А. Инструмент (106с) на каротажном кабеле может также передавать данные в наземный блок (134) управления. Как показано, выходные данные (135) вырабатывает инструмент (106с) на каротажном кабеле, и их принимают на поверхности. Инструмент (106с) на каротажном кабеле можно устанавливать на различных глубинах в стволе (136) скважины для обеспечения исследований подземного пласта.

На фиг. 1Ό показана операция добычи, выполняемая эксплуатационным инструментом (1066), развернутым на эксплуатационном блоке или фонтанной арматуре (129) в законченном стволе (136) скважины фиг. 1С для отбора текучей среды из коллектора на забое на сооружения (142) на поверхности. Текучая среда проходит из коллектора (104) через перфорационные каналы в обсадной колонне (не показано) в эксплуатационный инструмент (1066) в стволе (136) скважины и на сооружения (142) на поверхности через сеть (146) сборных трубопроводов.

Датчики (8), такие как измерительные приборы, могут быть установлены на месторождении для сбора данных, относящихся к различным нефтепромысловым операциям, как описано выше. Как показано, датчик (8) может быть установлен на эксплуатационном инструменте (1066) или связанном с ним оборудовании, таком как фонтанная арматура, сеть сборных трубопроводов, оборудование и сооружения на поверхности и/или эксплуатационное оборудование и сооружения, для измерения параметров текучей среды, таких как состав текучей среды, дебиты, давления, температуры и/или другие параметры эксплуатации.

Хотя показаны только упрощенные конфигурации буровой площадки, должно быть ясно, что месторождение может покрывать участок сухопутных, морских и/или водных мест работ, с размещением одной или нескольких буровых площадок. Эксплуатация может также включать в себя эксплуатацию нагнетательных скважин (не показано) для дополнительного извлечения. Одно или несколько сборных сооружений могут быть функционально соединены с одной или несколькими буровыми площадками для избирательного сбора скважинных текучих сред с буровой площадки (площадок).

Во время процесса добычи выходные данные (135) можно собирать с различных датчиков (8) и направлять в наземный блок (134) управления и/или на сооружения обработки. Данные могут являться, например, данными коллектора, данными ствола скважины, данными, собранными на поверхности, и/или данными промысловой подготовки продукции скважин.

Хотя на фиг. 1Α-1Ό показаны инструменты мониторинга, использующиеся для измерения свойств месторождения (100), должно быть ясно, что инструменты можно использовать применительно к нефтепромысловым операциям, таким как работы на рудниках, водоносных коллекторах или других подземных сооружениях. Также, хотя показаны некоторые инструменты сбора данных, должно быть ясно, что можно использовать различные измерительные инструменты, способные измерять свойства, такие как полное время пробега сейсмической волны, плотность, удельное сопротивление, темп добычи и т.д., подземного пласта и/или его геологических структур. Различные датчики (8) и/или инструменты мониторинга для сбора и/или мониторинга необходимых данных могут быть размещены на различных позициях в подземном пласте. Другие источники данных можно также создавать для получения данных с мест работ вне площадки.

Конфигурация месторождения на фиг. 1А-1Э не предназначена для ограничения объема изобретения. Часть или все месторождение (100) может находиться на суше и/или на море. Также, хотя показано одно месторождение в одном месте, настоящее изобретение можно использовать с любой комбинацией одного или нескольких месторождений (100), одним или несколькими сооружениями промысловой подготовки продукции скважин и одной или несколькими буровыми площадками. Дополнительно, хотя показана только одна буровая площадка, должно быть ясно, что месторождение (100) может охватывать участок земли с размещением одной или нескольких буровых площадок. Одно или несколько сборных

- 6 016477 сооружений могут быть функционально соединены с одной или несколькими буровыми площадками для избирательного сбора скважинных текучих сред с буровой площадки (площадок).

На фиг. 2Ά-2Ό показаны примеры графического отображения данных, собранных инструментами фиг. 1Ά-1Ό соответственно. На фиг. 2Ά показан пример трассы (202) сейсмограммы подземного пласта фиг. 1Ά, выполненной сейсмической станцией (106а). Трасса сейсмограммы измеряет реакцию с двусторонним пробегом волны за период времени. На фиг. 2В показан пример образца (133) керна пласта, отобранного бурильным инструментом (106Ь). Испытание керна обычно дает график плотности, удельного сопротивления или других физических свойств образца керна (133) по его длине. Испытания плотности и вязкости обычно выполняют на текучих средах в керне при изменяющихся давлениях и температурах. На фиг. 2С показана каротажная диаграмма (204) скважины в подземном пласте фиг. 1С. Каротажная диаграмма, выполненная инструментом на кабеле, обычно дает измерения удельного сопротивления пласта на различных глубинах. На фиг. 2Ό показана кривая (206) падения уровня добычи текучей среды, поступающей из подземного пласта фиг. 1Ό, полученной на эксплуатационном инструменте (1066). Кривая (206) падения уровня добычи обычно дает производительность О добычи как функцию времени I.

Соответствующие графики фиг. 2А-2С содержат статические измерения, описывающие физические характеристики пласта. Данные измерения можно сравнивать для определения точности измерений и/или для проверки наличия ошибок. Таким способом графики каждого из соответствующих измерений можно совмещать и масштабировать для сравнения и выверки свойств.

На фиг. 2Ό дано динамическое измерение свойств текучей среды по стволу скважины. Когда текучая среда проходит через ствол скважины, выполняют измерения свойств текучей среды, таких как дебиты, давления, состав и т.д. Как описано ниже, статические и динамические измерения можно использовать для создания моделей подземного пласта для определения его характеристик.

На фиг. 3 показан схематичный вид, частично в разрезе, месторождения (300) с инструментами (302а), (302Ь), (302с) и (3026) сбора данных, установленными на различных местах нефтепромысловых операций для сбора данных подземного пласта (304). Инструменты (302а-3026) сбора данных могут являться аналогичными инструментам (106а-1066) сбора данных фиг. 1 соответственно. Как показано, инструменты (302а-3026) сбора данных вырабатывают графики (308а-3086) данных или измерений соответственно.

Графики (308а-308с) данных являются примерами графиков статических данных, которые могут вырабатывать инструменты (302а-3026) сбора данных соответственно. Графики (308а-308с) статических данных являются отображением времени двустороннего пробега сейсмической волны и могут являться аналогичными трассе (202) сейсмограммы, показанной на фиг. 2Ά. График (308Ь) статических данных образован по данным керна, измеренным по образцу керна пласта (304), аналогичному образцу (133) керна фиг. 2В. График (308с) статических данных является каротажной трассой, аналогичной каротажной диаграмме (204) скважины фиг. 2С. График (3086) данных является графиком динамических данных дебита текучей среды по времени, аналогичным графику (206) фиг. 2Ό. Другие данные можно также собирать, такие как статистические данные, данные ввода пользователя, экономическую информацию, другие данные измерений и другие параметры, представляющие интерес.

Подземный пласт (304) имеет множество геологических структур (306а-3066). Как показано, пласт имеет слой (306а) песчаника, слой (306Ь) известняка, слой (306с) сланца и слой (3066) песка. Линия (307) разлома проходит через пласт. Инструменты сбора статических данных предпочтительно приспособлены для измерения пласта и детектирования характеристик геологических структур пласта.

Хотя показан конкретный подземный пласт (304) с конкретными геологическими структурами, должно быть ясно, что пласт может содержать разнообразные геологические структуры. Текучие среды могут также присутствовать в различных участках пласта. Каждое измерительное устройство можно использовать для измерения свойств пласта и/или подстилающих структур. Хотя каждый инструмент сбора данных показан находящимся на конкретном месте работ в пласте, должно быть ясно, что измерения одного или нескольких типов можно выполнять на одном или нескольких местах работ на одном или нескольких нефтепромыслах или других местах работ для сравнения и/или анализа.

Данные, собранные из различных источников, таких как инструменты сбора данных, показанные на фиг. 3, можно затем оценивать. Обычно сейсмические данные, отображенные на графике (308а) статических данных от инструмента (302а) сбора данных, использует геофизик для определения характеристик подземного пласта (304). Данные керна, показанные на статическом графике (308Ь), и/или данные каротажной диаграммы (308с) скважины обычно использует геолог для определения различных характеристик геологических структур подземного пласта (304). Данные добычи из графика (3086) добычи обычно использует инженер по разработке месторождения для определения характеристик дебита текучей среды коллектора.

На фиг. 4 показано месторождение (400) для выполнения работ добычи. Как показано, нефтепромысел имеет множество буровых площадок (402), функционально соединенных с центральным сооружением (454) промысловой подготовки продукции скважин. Конфигурация месторождения фиг. 4 не направлена на ограничение объема изобретения. Часть месторождения или оно все может находиться на суше и/или на море. Также, хотя показано одно месторождение с одним сооружением промысловой под

- 7 016477 готовки продукции скважин и множеством буровых площадок, может присутствовать любая комбинация одного или нескольких нефтепромыслов, одного или нескольких сооружений промысловой подготовки продукции скважин и одной или нескольких буровых площадок.

Каждая буровая площадка (402) имеет оборудование, образующее ствол (436) скважины в земной толще. Стволы скважин проходят через подземные пласты (406), включающие в себя коллекторы (404). Данные коллекторы (404) содержат текучие среды, такие как углеводороды. На буровых площадках текучую среду отбирают из коллекторов и направляют на сооружения промысловой подготовки продукции скважин по наземным сетям (444). Наземные сети (444) имеют трубную разводку и устройства управления для регулирования расхода текучих сред, проходящих от буровой площадки к сооружениям промысловой подготовки продукции скважин (454).

На фиг. 5 подробно показан схематичный вид участка (зоны) месторождения (400) фиг. 4 с буровой площадкой (402) добычи и наземной сетью (444). Буровая площадка (402) фиг. 5 имеет ствол (436) скважины, проходящий в земную толщу под ней. Как показано, стволы (436) скважин уже пробурены, закончены и подготовлены к добыче из коллектора (404).

Эксплуатационное оборудование (564) ствола скважины проходит от устьевого оборудования (566) буровой площадки (402) к коллектору (404) для перемещения текучей среды к поверхности. Буровая площадка (402) функционально соединена с сетью (444) трубопроводов на поверхности транспортной линией (561). Текучая среда проходит из коллектора (404) через ствол (436) скважины в сеть (444) трубопроводов на поверхности. Текучая среда затем проходит из сети (444) трубопроводов на поверхности в сооружения (454) промысловой подготовки продукции скважин.

Как дополнительно показано на фиг. 5, датчики (8) размещены на месторождении (400) для мониторинга различных параметров во время нефтепромысловых операций. Датчики (8) могут измерять, например, давление, температуру, расход, состав и другие параметры коллектора, ствола скважины, сети трубопроводов на поверхности, сооружений промысловой подготовки продукции скважин и/или других участков (или зон) нефтепромысловых операций. Датчики (8) функционально соединены с наземным блоком (534) управления для сбора данных с них. Наземным блоком управления может являться, например, аналогичный наземному блоку (134) управления фиг. 1Ά-1Ό.

Один или несколько наземных блоков (534) управления можно разместить на месторождении (400) или на удалении от него и соединенными с ним. Наземный блок (534) управления может являться одиночным блоком или комплексной сетью блоков, используемой для выполнения функций управления данными по всему месторождению (400). Наземный блок управления может являться системой с ручным или автоматическим управлением. Наземным блоком управления может управлять и/или настраивать его пользователь. Наземный блок управления выполнен с возможностью приема и сохранения данных. Наземный блок управления может также быть оборудован для связи с различным нефтепромысловым оборудованием. Наземный блок управления может посылать сигналы команд на нефтепромысел в ответ на принятые данные или выполненное моделирование.

Как показано на фиг. 5, наземный блок (534) управления имеет компьютерное оборудование, такое как запоминающее устройство (520), контроллер (522), процессор (524) и блок (526) отображения для управления данными. Данные собирают в запоминающее устройство (520) и обрабатывают процессором (524) для анализа. Данные можно собирать с нефтепромысловых датчиков (8) и/или из других источников. Например, данные нефтепромысла можно дополнять статистическими данными, собранными от других операций, или вводом данных пользователя.

Проанализированные данные (например, основанные на выполненном моделировании) можно затем использовать для принятия решений. Приемопередатчик (не показано) можно оборудовать для обеспечения передачи данных между наземным блоком (534) управления и месторождением (400). Контроллер (522) можно использовать для приведения в действие механизмов на месторождении (400) через приемопередатчик и на основе данных решений. Таким образом, на месторождении (400) можно осуществлять выборочную корректировку на основе собранных данных. Данную корректировку можно выполнять автоматически на основе компьютерной программы и/или вручную оператором. В некоторых случаях планы бурения корректируют для выбора оптимальных условий работы для предотвращения проблем.

Для осуществления обработки и анализа данных можно использовать имитационное средство для обработки данных для моделирования различных аспектов нефтепромысловых операций. Конкретное имитационное средство часто используют применительно к конкретным нефтепромысловым операциям, таким как имитация коллектора или ствола скважины. Данные, загружаемые в имитационное средство (средства), могут являться статистическими данными, данными в режиме реального времени или их комбинациями. Имитации посредством одного или нескольких имитационных средств можно повторять или корректировать на основе принятых данных.

Как показано, для нефтепромысловых операций создано имитационное средство буровой площадки и не относящееся к буровой площадке. Имитационное средство буровой площадки может включать в себя имитационное средство (340) коллектора, имитационное средство (342) ствола скважины и имитационное средство (344) сети трубопроводов. Имитационное средство (340) коллектора дает решения по

- 8 016477 притоку углеводородов через породу коллектора в стволы скважин. Имитационное средство (342) ствола скважины и имитационное средство (344) сети трубопроводов дает решения дебиту углеводородов из ствола скважины в сеть (444) трубопроводов на поверхности. Как показано, некоторые имитационные средства могут являться отдельными или комбинированными в зависимости от имеющихся в наличии систем.

Имитационные средства, не относящиеся к буровой площадке, могут включать в себя имитационное средство (346) процесса промысловой подготовки продукции скважин и имитационное средство (348) экономики. Блок промысловой подготовки продукции скважин и имеет имитационное средство (346) процесса промысловой подготовки продукции скважин. Имитационное средство (346) моделирует установку подготовки (т.е. сооружения (454) промысловой подготовки продукции скважин), где углеводород (углеводороды) разделяют на составляющие его компоненты (т.е. метан, этан, пропан и т.д.) и готовят к продаже. Для месторождения (400) создано имитационное средство (348) экономики. Имитационное средство (348) экономики моделирует затраты части или всего месторождения (400) на участке или полной продолжительности нефтепромысловых операций. Можно создавать различные комбинации указанных и других имитационных средств нефтепромысла.

Хотя высококачественные нефтяные коллекторы успешно разведывают и эксплуатируют, добывая нефть и газ, большие коллекторы все труднее находить, и находящиеся в эксплуатации коллекторы имеют проблемы, которые необходимо быстро выявлять и устранять. Поэтому осуществление всех потребных измерений для обеспечения своевременного принятия решения является необходимым для нефтепромысловых операций. При нефтепромысловых операциях создается большой объем данных по давлению и темпу добычи (например, данные, вырабатываемые датчиками (8) и/или инструментами сбора данных, расположенными повсеместно на нефтепромысле, как описано применительно к фиг. 1Ά-1Ό и 25 выше), некоторые из которых можно измерять непрерывно, в режиме реального времени. Кроме того, имеются данные, собираемые спорадически, такие как каротажные диаграммы и данные испытаний пласта (например, скважинная каротажная диаграмма (308с) и трасса (3086) сейсмограммы фиг. 3). Своевременная и методичная интерпретация таких данных может обеспечивать понимание положения дел в скважине и коллекторе, а также заблаговременное уведомление о потенциально вредоносных событиях.

Последовательность работ является последовательностью этапов, организованных в стандартные программы или стандартные подпрограммы - некоторые из них могут являться весьма сложными, те, которые осуществляют для достижения конкретного результата. Каждый этап принимает входные данные в различных форматах, в диапазоне от цифровых файлов или таблиц до комментариев эксперта. Такие входные данные обрабатывают с использованием заранее определенной моды, такой как имитационное средство коллектора, анализа таблицы или запланированных рассмотрений и совещаний. Полученные в результате выходные данные используют в последующих этапах. Целью команд управления запасами нефтепромысла является получение ответа, который должны использовать как входные данные для другого процесса, или который должны использовать для продвижения решения. Повторяющиеся последовательности работ часто можно автоматизировать, освобождая персонал для выполнения нестандартных задач.

Настоящее изобретение относится к имитации последовательности нефтепромысловых операций с использованием бессеточного аналитического имитационного средства. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения эффективность использования вычислений бессеточного аналитического имитационного средства обеспечивает интеграцию различных источников данных на различных частотах в интегрированный вариант применения, обеспечивающий пользователю переход от оценки и интерпретации одной скважины к диагностике множества скважин, множества фаз и/или множества событий в синхронном режиме. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения технологические процессы нефтепромысла можно имитировать данным быстродействующим бессеточным аналитическим имитационным средством для обработки данных изменения давления и выполнения интерпретации ключевых показателей работы за время эксплуатации скважины/месторождения. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения данные возможности обеспечивают на нефтепромысле технологические процессы мониторинга и анализа данных, упреждения и идентификации событий и выполнение диагностики в режиме реального времени и интерпретации в течение всего срока службы эксплуатационных скважин.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения бессеточное аналитическое имитационное средство, описанное ниже, поддерживает несколько конфигураций скважин и условий коллектора, включающих в себя вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные скважины и скважины с гидроразрывом, однослойные и многослойные гетерогенные коллекторы, условия однофазного и многофазного потока, и способно учитывать действие совмещения в сценариях с многочисленными скважинами и многочисленными уровнями производительности. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения особые условия коллектора, такие как действие интерференции многочисленных скважин на различные события, можно имитировать с включением в состав поверхностных ограничений, изменения давления или явлений с изменением производительности и т. д.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения бессеточное аналитическое имита

- 9 016477 ционное средство можно использовать как в режиме автоматического согласования с данными статистики, так и в режиме прогнозирования. Режим автоматического согласования с данными статистики нацелен на вычисление в режиме реального времени ключевых параметров коллектора и скважины, таких как давление в коллекторе, состояние проницаемости призабойной зоны, эффективная проницаемость и продуктивность скважины. Следовательно, в режиме прогнозирования прогнозируют показатели работы скважины и коллектора в режиме реального времени. Режим прогнозирования является компонентом для интегрирования более общего анализа инженера по разработке коллектора, такого как оценка результатов испытаний и корректировка с обратным перерасчетом и прогнозом в режиме реального времени, среди прочего.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения бессеточное аналитическое имитационное средство можно использовать для интегрирования и поддержания действующими взаимодействия многочисленных подпроцессов последовательности нефтепромысловых операций, таких как интеграция данных (источников, частот и т.д.), подготовка данных, с использованием методик, таких как преобразование элементарных волн для сжатия информации, удаление шума и резко выделяющихся значений и идентификация нестационарного режима, системы подачи тревоги для мониторинга и управления ключевыми показателями эффективности, интерпретации изменения давления, автоматической идентификации модели с использованием нейронных сетей и идентификации систем, включающей в себя использование деконволюции, обратного перерасчета, реконструкции производительности и оценки скважины по результатам испытаний, прогноза добычи (производительности и давления), предоставления отчета и визуализации и/или других подходящих подпроцессов последовательности нефтепромысловой операции.

На фиг. 6 и 7 показан пример последовательности выполняемых действий на месторождении, смоделированной с использованием бессеточного аналитического имитационного средства. На фиг. 6 показана блок-схема последовательности работы стационарного глубинного манометра в технологическом процессе на нефтепромысле (например, месторождении (300) фиг. 3). Одной из задач последовательности выполняемых действий стационарного глубинного манометра является обеспечение в процессе эксплуатационного цикла максимизирования показателя добычи углеводородов коллектора за его полный эксплуатационный цикл. Этого достигают с использованием бессеточного аналитического имитационного средства (например, варианта имитационного средства (340) коллектора фиг. 5), которое описано подробно ниже и может иметь конфигурацию для имитирования эффекта интерференции, например, от многочисленных буровых площадок месторождения (300), показанных на фиг. 3. В последовательности выполняемых действий стационарного глубинного манометра, данные давления в режиме реального времени получают для бессеточного аналитического имитационного средства от стационарного глубинного манометра (например, инструмента сбора данных (302к) фиг. 3) (этап 601). Данные давления в режиме реального времени фильтруют, например, с использованием методики разделения на компоненты элементарной волны для удаления резко выделяющегося значения (значений), шума и идентификации переходных режимов (этап 613). Переходные режимы могут возникать в результате изменения темпа добычи или остановки или подъема добычи. Идентифицированные переходные режимы можно использовать для указания временного интервала для сеансов имитации. В большом объеме необработанных данных в режиме реального времени можно отбирать части для уменьшения объема отфильтрованных данных до управляемого объема, сохраняя при этом все требуемые характеристики начального набора данных большего объема.

Данные дебита можно получить для бессеточного аналитического имитационного средства с использованием различных способов. В некоторых примерах данные дебита получают посредством измерений в режиме реального времени (например, по графику (308к) данных дебита текучей среды фиг. 3) с использованием датчиков (например, инструмента (302к) сбора данных фиг. 3), расположенных повсеместно на месторождении (этап 603). В некоторых примерах могут существовать временные пропуски в измерениях в режиме реального времени, которые можно заполнить посредством реконструкции дебита, например, на основе измерений давления в насосно-компрессорной трубе на устье или на забое (этап 604). Данные дебита в режиме реального времени (если имеются) также фильтруют способом, аналогичным фильтрации данных давления в режиме реального времени (этап 605). В других примерах измерения дебита в режиме реального времени могут отсутствовать (этап 602). В таких случаях данные дебита получают автономно, например посредством способа обратного перерасчета с использованием общего объема на приемных пунктах, данных испытаний скважины и/или измерения времени простоя на скважине (этап 606). Автономные данные дебита можно также получить по реконструкции данных дебита, например, на основе измерений давления в насосно-компрессорной трубе на устье или забое скважины (этап 612).

Набор условий подачи тревожного сигнала рассчитывают на основе данных в режиме реального времени после фильтрации (этап 607). Тревожные сигналы могут включать в себя, например, тревожный сигнал понижения уровня, тревожный сигнал непроизводительной потери времени и т.д. Если сработал тревожный сигнал, после этого выполняют подробную диагностику.

В бессеточном аналитическом имитационном средстве можно использовать много параметров для

- 10 016477 конфигурирования приемлемой модели для имитации нефтепромысла (например, месторождения (300), показанного на фиг. 3). В некоторых примерах модель можно определять вручную. Модель можно идентифицировать с использованием способа нейронной сети, например, на основе скорости изменения данных давления в режиме реального времени (этап 608). Модель можно дополнительно конфигурировать на основе статических параметров, полученных посредством геологических исследований (например, показанных на фиг. 1 и 3).

После идентификации модели и конфигурирования имитационного средства создаются результаты имитации в режиме реального времени (этап 609). Имитация в режиме реального времени может включать в себя согласование с данными статистики ключевых параметров и прогнозирование темпа добычи и давления в коллекторе по времени. Согласование с данными статистики может быть выполнено как этап калибрования в начале сессии имитации, указанной идентифицированным переходным режимом изменения темпа добычи и/или остановки или подъема добычи. Результаты имитации в режиме реального времени могут быть переданы в автоматическую последовательность выполняемых действий (например, последовательность выполняемых действий стационарного глубинного манометра) с построением в режиме реального времени графиков ключевых параметров и настройкой тревожной сигнализации на основе заданных критериев. Ключевые параметры для согласования с данными статистики и построения графиков в режиме реального времени могут включать в себя давление в коллекторе, состояние проницаемости призабойной зоны забоя скважины, эффективную проницаемость и продуктивность скважины и т.д. Модель автоматически обновляется, если отклонение прогнозируемого показателя работы от фактического показателя работы превышает заданный предел (этап 610).

На этапе 611 нефтепромысловые операции выполняют на основе результатов имитации в режиме реального времени. Например, в режиме реального времени построение графиков в результате имитации можно анализировать для определения динамики развития состояния проницаемости призабойной зоны ствола скважины, и работа, выполняемая на нефтепромысле, включает в себя планирование операций капитального ремонта скважин для улучшения проницаемости призабойной зоны в стволе скважины. В других примерах построение графиков в режиме реального времени в результате имитации можно анализировать для определения динамики развития эффективной проницаемости, и работы, выполняемые на нефтепромысле, включают в себя определение стратегии повторного заканчивания, такой как планирование операций механизированной добычи.

На фиг. 7 показана блок-схема последовательности выполняемых действий на газовом месторождении, например, газ может добываться в процессе нефтепромысловых операций, показанных на фиг. 1А1Ό и 2-5, описанных выше. Первоначально данные дебита получают посредством измерения в режиме реального времени (например, данных графика (308й) дебита текучей среды фиг. 3) с использованием датчиков (например, инструмента сбора данных (302й) фиг. 3), расположенных повсеместно на нефтепромысле (этап 701). В некоторых примерах могут существовать временные пропуски в измерениях в режиме реального времени. Данные временные пропуски можно заполнить реконструкцией дебита, например, на основе измерений давления в насосно-компрессорной трубе на устье или на забое. Данные дебита в режиме реального времени также фильтруют. Функции фильтрации включают в себя, например, подавление шума с использованием разделения на компоненты элементарной волны, удаление резко выделяющихся значений, идентификацию нестационарного режима, сжатие информации и т.д.

Поскольку газовые скважины часто могут быть не оборудованы стационарным глубинным манометром, рассчитывают группу условий первого уровня подачи тревожного сигнала на основе данных дебита в режиме реального времени и базовых статистических данных измерений давления на устье в насосно-компрессорной трубе и на забое (этап 702). Тревожные сигналы могут включать в себя, например, тревожный сигнал понижения уровня, тревожный сигнал непроизводительной потери времени и т.д. Если сработал тревожный сигнал, после этого выполняют подробную диагностику.

Затем определяют, имеется ли измерение в режиме реального времени для давления в насоснокомпрессорной трубе на устье или на забое (этап 703). Если измерения как давления на забое, так и на устье в насосно-компрессорной трубе отсутствует, получают автономные данные давления (если имеются), например, с использованием статистических данных и/или точечных измерений (этап 708). Обработанные данные дебита в режиме реального времени и автономные данные давления (если имеются) затем используют для вычисления ключевых параметров коллектора, таких как коэффициент общего нарушения эксплуатационных качеств пласта, проницаемость, площадь дренирования и т. д. с использованием способа оценки без данных давления в режиме реального времени, например, модели нелинейной регрессии (этап 710).

Если имеется измерение давления в режиме реального времени (этап 703), надежность анализа можно увеличить посредством получения данных давления на забое или в насосно-компрессорной трубе на устье (этап 704). Данные давления в режиме реального времени, полученные таким путем, также проходят этап фильтрации, который включает в себя подавление шума, удаление резко выделяющихся значений, идентификацию нестационарного режима, выборочное исследование для сжатия информации.

Затем идентифицируют модель коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства (этап 705). Модель можно идентифицировать с использованием способа нейронной сети, например,

- 11 016477 на основе блоков гидравлического потока, полученных из предварительно обработанных каротажных диаграмм, содержащих такую информацию, как толщина слоя, пористость, эффективная проницаемость и насыщение в зависимости от петрофизических свойств. На данном этапе модель можно дополнительно конфигурировать на основе способа согласования с данными статистики указанных ключевых параметров.

После идентификации модели и конфигурирования имитационного средства, создают результаты имитации в режиме реального времени (этап 706). Имитация в режиме реального времени может включать в себя согласование с данными статистики ключевых параметров и прогнозирование темпа добычи и давления в коллекторе по времени. Согласование с данными статистики может быть выполнено как этап калибрования в начале сессии имитации, указанной идентифицированным переходным режимом изменения темпа добычи и/или остановки или подъема добычи. Результаты имитации в режиме реального времени могут быть переданы в автоматическую последовательность выполняемых действий (например, последовательность выполняемых действий газового месторождения) с построением в режиме реального времени графиков ключевых параметров и настройкой тревожной сигнализации на основе заданных критериев. Ключевые параметры для согласования с данными статистики и построения графиков в режиме реального времени могут включать в себя давление в коллекторе, состояние проницаемости призабойной зоны скважины, эффективную проницаемость и продуктивность скважин и т.д. Модель автоматически обновляется, если отклонение прогнозируемого показателя работы от фактического показателя работы превышает заданный предел (этап 707).

На этапе 711 нефтепромысловые операции выполняют на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.

На фиг. 8 показана являющаяся примером схема коллектора, смоделированного в бессеточном аналитическом имитационном средстве. На фиг. 8 коллектор (800) (участок которого может соответствовать коллектору (404), показанному на фиг. 4 и 5, описанным выше) представлен как ряд N вертикально уложенных в стопку прямоугольных параллелепипедов (или слоев) (801), где каждому из N прямоугольных параллелепипедов присвоен индекс от 1 до N посредством индекса _). Коллектор (800) ограничен плоскостями, проходящими через х=0, х=а; у=0, у=Ь; ζ=0, ζ=ά. Слой _) имеет пористость и проницаемость к,.,. к_и, кд в направлениях х, у и ζ соответственно. Масштаб коллектора (800), начерченного на фиг. 8, может быть существенно больше масштаба, использованного на фиг. 3, 4 и 5.

Например, участки данных прямоугольных параллелепипедов (801) могут соответствовать геологическим структурам (306а-3066) фиг. 3. Коллектор (800) может быть пройден многочисленными скважинами, такими как вертикальные скважины (802), горизонтальные скважины (803) и наклоннонаправленные скважины (804). Скважины (802, 803, 804) могут быть с разрывами или без разрывов, разрыв (разрывы) может быть естественно возникшим или созданным гидравлическим разрывом пласта (не показано).

Гидравлические разрывы могут иметь конечную или бесконечную проводимость. Границу коллектора можно моделировать как не имеющую притока, постоянного давления или их комбинации. Хотя скважины (802, 803, 804) представлены как линейные, подходящие корректировки можно применить в модели для учета сохраняющих действий ствола скважины и конечного радиуса ствола скважины. Действие интерференции (или суперпозиции) от многочисленных скважин на нефтепромысле в модели учтено.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения бессеточное аналитическое имитационное средство может быть разработано для системы расположенных вертикально уложенными в стопку прямоугольных слоев, описанной выше. Конкретно, аналитическое решение в каждом слое можно выводить с использованием способа интегральных преобразований. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения переток между слоями учитывают посредством соединения вместе этих аналитических решений и решения интегральных уравнений Фредхольма для получения поля притока поверхностей контакта слоев. Временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения форма данных уравнений обеспечивает остановку исполнения модели и затем повторный старт с точки остановки.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения общее решение для добычи углеводородов можно формулировать на основе исходных и граничных условий и определяющих уравнений, включенных в табл. 1.

- 12 016477

Таблица 1 =- == - (£\. АО, = - (#)' (г,М), Ъ<г<

V.) = 0,1,........,К- 1.При ζ=άο, ₌ _ (^)_а&._у(1в(х,у,1), и при г=</«, ^ίΐ^κ,Γ; __ _ 1р_ху<щ (х, у, ί), 0 < х < а, О < у < Ь. На поверхности контакта ζ = ά$,

Ъ (х,у,1) = - (¼) *(^^) = _ (^) ___χ (^=1^0) и

Х,-^ (^, У, 0 = {р.7-1 (.9 - Ρι (+У, V)' = 1, ,К — 1· Начальное давление р; (х, у, ζ, 0) = φ^χ,ν,ζ). В интервале <ζ < (7,+1, у = 0,1,.., Ν — 1, мы находим Ρ>, реакцию давления, соответствующую любым нарушениям из частичного дифференциального уравнения ⁺ ~ - Ау) (0.1)

В общем решении добыча углеводородов происходит через многочисленные вертикальные или горизонтальные скважины (например, вертикальные скважины (802) и горизонтальные скважины (803), многочисленные наклонно-направленные скважины (например, наклонно-направленные скважины (804)), и разрывы.

Многочисленные вертикальные или горизонтальные скважины моделируют как линейные источники конечной длины ^_ -Ά»I , - +А, [^о_г!7 - ^01,, ] · проходящие через (^о^,Жт)д^ля; = 1,2---,-6( (Уоу,-гоу)для с = 1.( + 1, ...,Μι

(.со^.-гоу) для г = Λ/; + 1,..., ЭД

Многочисленные наклонно-направленные скважины моделируют как [(¾ ~^гс.и)^8,11,%]' проходящие через * для ‘ +¹-·,^ ·

Разрывы моделируют как прямоугольные источники конечной площади [τθ2ι> ^{— у}-'0Ц_)] [у(Йу ^— УОЬ)] 5 [У021> — Уо1у] [го+г “ ^г01^] и [^т02_1Л — #01^] [ΐθ'2_ί? — 201^/] , _пр_ОХОДЯщ_ие через ^хОС для (. = Д.+1,..., М_г

Уос для г = Λί_Γ+1, ...,Ν_Γ (Σι < Μι < Νι < Ν_ά <Ь_Г< Μ_Γ < Αν)

Решение для давления в любой данной точке |х.у.х| в коллекторе в момент времени 1 и дифференцирование, получающееся по набору общих выражений, дано в виде уравнений (0.2)-(0.8), включенных в табл. 2, приведенную ниже.

- 13 016477

Таблица 2 Для ^{1 =} +^{21 Ν}' является потоком на единицу длины в слое ) и для ^{1 = Л}'^г + + ---++^ _{является} потоком на единицу площади в слое _)

7.-1θ х |θ_{3 +θ3} ^^(т + ^\е-(^/)}_х

2α

2α χ

х (_{θ3 с}-(+А,₃^ ₊ е_а (*} к ^(г-гоиу) д} (τ β + г_а11, - 24,) _е-(^тУ^гЛ __

2(4,+ ,-4,) / \ 2 (4,₊₁ — 4,)) _ _р-(^7)³И₊₆{^^<г+ ³\2(4,+ι -с1_}) ’ ) Ч 2(4,+1-(/,)Л

2(4,+1 ~ 4,!

Μι * + ТгТГТТТл----7Ύ Σ ^и (* - Ή,) ЪЛ¹ - т) х

4(^),6(4,+1-4,) ^₊₁3 _х урэ, _е-(*)²’^₊е_} + ^, _е-аГ^ | _х >- ίθ₃ ί н*--^1) _(з^)’,_чЛ /ф + _гом - 24^Ί

ТЧ^Щ-й/ Л Ч 2(4,₊₁- 4,) ’Л _х |_е/ Ц+^οω)_1£д^..₃^ _

- г ц - х_ог, д _{+ 9}/ + ^),.₊

Λ?ί ίΐθι·;

+ -τ-τ——г---τ-τ------“рТ Ζ7 (ί — (* ~ — г) X

4(фс^_а(4,₊₁-4Д^₊₁У

X /е₃ С ^т(г (^{π(ζ +} - У,ή] X

42(4,+1-4,)¹ ) Ч 2№₊1-^)Л х |_е/ „₀/ ^^+^01.-7)^-(^)^,,,^ _ _ θί^ ~У°Ъ>. е-Ц)Ч^ ₊ θ^^π , _с-(*)\.,^ ₊

ц. у

8(^), <4>(4,₊₁ - 4,)

Ϊ0911 < Σ^υ& - ί_Ού, )8111^0,, У ¢,,(1 - Г_Ог, - т) У [У(^ {.г - С’о_м - -((ъДссЛ^сов^,,} ,е~)“) У + '-++' 0 ίοι,,

- 15 016477

4(<рг,) α6(^_+ί -И,) где

Мы используем во временном интервале межфазное граничное условие. Замещая на р, (х,у,6_,,!) и рр (х, у.6,,1) из уравнения (0.2) в и

- {Ρί-ί -р₃ V} = 1.2, ...Л- I мы получаем соотношение трехточечного рекуррентного интегрального уравнения во времени и пространстве

- 16 016477

I а Ь

У-.О -ш* ~~ т) + ί Я. Ъ + (щи,г){Ыш1г+ с· Ь / ί ^*^{ν,ί _ Γ}^-ι (^^ϊ(ι ^Ην^ί/τ+Ω^ (з?,у*О

ООО (0.3) где

Коэффициенты рекуррентного интегрального уравнения (0.3) для 4 < 4,_+ι, 1,2,.....1 _дает

- 17 016477

Ь,

Ω,Ιϊ,ϊί,ί) = ί_σ,,-0 у <Ь,-1б - ίο<,-ι — г) л

X (θ_{3 С}-(ПУ,^) _+θ3χ у ~~^°Ч-0 _е-(-?)’ч_ы-1Г^ ₊θ₃ Ή+^0.3-Ο ,-ίΐΛ’Η-Ι’·)) _ν _θϊ /^(4,+ *01,3-ι — 24,-1) ι,,,-,Λ ³ ( 2 (4, — 4, „и)

_.«< ί Τ(4, - Ир-ί) .-1,4,-3,, θ4Ή4-4,_,)’^Ρ ''/ _+Θ/ (τ(^+γ , -2<-ι) _е-|α μ

2(4,-4,_Ο}} ⁺ I -Г) χπ(^-^,-1)^-( _υ%„_,^_+θί (*(у+^,-0,₍Η·υ%^ у,

4-¾ (+ №-1~И-1) _е-1 зт=%тг)’^-‘Л 1 _ч \ 3(4,-4,-0 ’ /I х -©^ ^+^,-0^-(^-,^ _

4—1

2α

2α

2а

2а

ЙГ, + ----------— £ С(/-/_01?_1) 9_У-1(<-+ο„~ι - т)>

4(^),-^(4, -4,-0 _[4-_и1 _х 1г^-х₀„-О _χ ίθ /Д-(4, - ίο.,-,)'<-(_г\ ₊

I \ 2(4, — 4,-0/ +9₃ /^(4,+ζο.,-,-Η-Ο \ 2(4,-4,-0/] < {θ/ ~^4~ΐξ Нт-УЧ,-»¹·^ -β{ +_ θ( ΗΐΛ»-’^ + е'(^у(у + ^та|'-‘\?-ЧЛ„-.^ +

2Ь ит_1}-И .

- 19 016477

2α π И+

2α

- 20 016477

- 21 016477

X

ί 7Г(т + 1'й1_ц)

2ύ ?г(ж+ :¾.) &

(π + ί 2ί>

Д' (у + ЯИц)

2α ιτ(·κ + УВД, Ц

2« ^,е •(ϊί + ϋο,,)

На основе дифференцирования, показанного в табл. 2, общие выражения для добычи углеводородов, проходящей через многочисленные вертикальные скважины, горизонтальные скважины, многочисленные наклонно-направленные скважины и многочисленные разрывы в коллекторе (например, коллекторе (800)) показаны в табл. 3-7.

- 22 016477

Таблица 3 давления линии реагирование на изменение

Пространственное среднее ~ гоадЬ а = Ф, 1 Ь Ф ί Ь _дает

- 23 016477 _χ Νι * ⁺ X, ’’ - ^¹ ) ” '·' '’ ’ «{* (ϊ^,.4*)·-)}.

(37+1-¾) '^'Ц θ; Γ ^ί-οκυ^-~^'-’’<з) -(^τηΉ?} ’Ь'Л*·¹’/! .

} I 2(^3+1 ~Ά)) ^(^¢0-30.,-260 -('зттЬзтА.^-э! п/НдифгЬзоцпЧ)χ

Ί. 2(6,+1-60 ’^й } ^ϋ31 2(6_ж-60 ’* ’//* _χ {_θ; (1к^1._е-(П%,,^ _ 0/ _е0*_)Чг) _ _ ηήχ/) _+е^1к+^._е-(*)%„^₊

2а ν Гй/ ί Ή^ΟΜ»? ~ ~о0 I Ч 2 (6,₊₁-6,) ’

2(6,+1 -40

2ί>

⁺ ш*.),..^ - * ί- *Эч вСИч * Iч/ι ίο,, - т) ί ^ί:°^{4 _}'»й*0со1^оу сотвоу ) >е^_(^ “ ->01-7 +Ή {г + - 70.,) сов%,0, Ь'¹)} X * {θ³ “7ο₄)ί»ί6ο_ί?8ίη^} .е-СтУ’*»^ + + &Ϊ (“ (» + (-№ “ ?0ч) 6_0а, 5П1Й0.4 ,в-С*)^г^^т) | X х ₆-^(^77)³ή - θ' (+

I ³ \ 2(6,₊χ -6,) ) ⁸ V 2 (6,+, -6;) ) (^π) -я-Дз^³*^Λ~· \ ^¢4/4-1 / \ ^(“^4-1' “ί), _ ^ί_ΐΰι^ ⁺ Х₊г ^{<( Μ} /^{Чч (<} ~^{τ) χ}

X {©/ ~θ; (Ήχ+зд+д _е_^у.^ _ _ θ{(^π(3~ ~Л'^е~^Л ^+Χ ν (Ц^г№ц1,_е-(ЦЧл)„ _θ; +θ{ ^^\_е-(ач^}х χ /&/ - е' ( ^π(^ ~ *?'^}, е~ ί*ϊπ^)

I ( 2(6,+(-6,) ) [> 2(6,₊ι—6,)) _|θϊΝ^+№-24^ θ0π(^₍»,+^-260

I 2(6,_+ι-6,) ^! ) η. 2(6,+,-6,) *Я

2(6,+, 60 ζ*ω.

π·(ίοι^ -:

(6,₊, — 6₇) ' π- Цод ¢,+^,-240 (6^+,¹ 6,)

7^ 6го,,6г +

2(6,+1-6,)

2α тт (г + ί:ρ2_ί;)

2а

Ну+»оь0

2Ь ’ 7Г (У + ЙЬ] )

- 24 016477 μ, + , ι \ 77 7 Г У . ) г ίθ<ί — τ) X _α(ί_03<Χ) - я₀₁^) ₍Д-₍,1 χ{θ₃ ^^Αβ-<ζ>³^)_+θ3 + _β-(ί)’^ψ χ {©' ... _θ( ^к±рй_<е-(^^ _

-θ' (^πβ +θ( (1к±р12,е-(т)Ч^ X

X /©+' (-^м) _е-(^Г=з, АИ..О» (- ^1·,)_ χ 2(<^ι+ι — / \/ а'ттгАттАчЛ ι дЗ//*(^доК>д+Д01.д-2^) %.уЛ _

I 2(^+1-½) ¹ / ⁸ X 24+1-^) ’) _θΠ /χ&Η<Μ ~зог.Д _е-(з-гг^)^Λ _+θί/ (-(,^Γ^Ϋ^ίΛ ₊ ⁸ V 2(^4-1 -4/ί 7 ³ X 2^+,-^,) ’/ +θ'Υ * (^^-+^-2^), χ 2№+ι-β₃) / χ 2(а>₊1-ад/[

XV ⁺ _ί=£ у^{(ί (}°^ό) Л-щ - - ο χ χ {©/ (Г<^а7*М_>е_(^Чг) „θ; _е-(5)У^ _ _ ₊ θϊ^.^ + здП χ |_вз ^(^_Д) _е-(т)Ч^ +Θ_{3 е}-фЧл)} _χ χ 1₆π У *»-Д _е-( \ θ;ί_

I ³ χ 2(а,₊1-ад / \ 2(^+1-(¾)/ дУ/Л^гС-»^^<>Д^+;0Ъ,-2^) с-(зт;-!+зт|^!1''чА ! 04^(^0,^01.,-2¾¾) χ-^,/,,,Λ _ ⁵ \ 2(<с_|_1 — ад ^ί / ³ χ 2Ц₊, -а_;) ¹)

_θ// /* (аоа-ь/ ξ_с-(аутГ-ί;)%-, Α ₊ θΠ /~_{+ +θ}/γ ι(^&±^-4ξ_еЧ^4т=з-^А-©/^г^¢.+^-4-) „-ί^7^ή%_τ+ \ 2(“ί+1 ~ α_}) / \ 2(^+1- 4ι)/]

-|--!_________ ίίί V τ) ^Ж(^О> ^~ί 3^-4, ⁺2(^^0ΪΦί-ϊο1φί)/ Ц Μ ^!,·^Τ) 2^+1-^)’^е ' ³/

-θίί^ϊ?^··'^'·’·'''’}}-^'•Ч^м^’··'^¹⁴'''·'’}-β;/~.β~^ί;^7ηι _χ

I 2(^+1 ί/>)/11 ₆ЦМ^_;е-и)%.,^ _{+ в}^П^_(е-^.,ц-ц^_{х θ5} ₽-(*)Чя‘-н|₊θ₃

- 25 016477

на изменение

Таблица 4 линии реагирование давления

Пространственное среднее

- лноЛ * —4·, Б;и < Ф < Λϋ. _дает

- 26 016477

Мг

О

4_ --------------------------------------------2 (М\ ί>(<ϊ,+1 - й,) (ггчф, ~ +01Ф,) _1==Ь(+1

4θ₃ ^-Ж1)_;,-(т)4/ π(ί --

3(^|-й,)'^е

Λ / *Φ + -НЗ -(

ГЧ 3(^4 1-^) ’

2α

Λ— £2 ϋίι - г_и„), χ « {«- Ю-А-^’-Т _у |θ// ^¾¾¾¾ ~^у) _е-(1)4л^ _ Пи,,)_ __Α// + ₊θπ ^ίχ₀₁^+3·ο_1Μ) _-^|^_1Γ^ _ ^Цоао7- -уд.Д_1Г-(_?)%.,^ ₊θ£τ ^ίιοι^-Α^ί _β__(ί/,₄^ _{ψ + е}^^Кз++та_М) _е-(т)Чл) - 9^ ( * ^^{Μ +} е-(^ ν-ψτ + . Ν.'“>

+ _а/. , .-----Τ“7------------г Υ 1/((- *ϋ.,) Ι ψ,(ί-ίο_ν ' ~) X (-Η), «, 11 - < '(*«❖< ~*οι^)Ι

Ιθ^^ϊ™^ ~^тцУ-1с~(-)^а,>“-^|Т'^ θ/^Υ^ι_^_;_£»ίί))Γ-(ΐ·)%χ^^ |. _+θ^ΗΞϊ^±ί£Ή.<(ί)’^^ _θ/(π^+^ί _е-(*^_г)| <

* {θ- (&!>·'⁴^'’’-)^+β· (4УА '' ’’-)}' _χ {_θ/ _θ/ ¢^^ + ^1.,)_ ₃Νί ⁺ *. (Μ, - Ц,) (_ίΜο, - *,*,,,Σ? I- ί-ЙН, -'ί'5ι, х У^ДГ-гг^ - г)У [{е₃(-^{51-(го_ч “ 7о_ч)со» <?г^оовв_0иЬе^^ ^{4 τ})+ 0 .,01., +θ2 {» + (£0_О - 70у) εοΐίο,,οΜΰΙο,,} Ζ^) 'к’Х | У * {θ3 {^ОЭф} - (*0у - ТОу ) ^сс'⁴ ^о_ч βίπ ί4₃ ί < А“) “©£ (згокз “ (^Оу - Юу)со11>Оу 8ΪΠ Й0у }<Н )%ч^ + +©3 (зд<з +(г₀<з - ^Ιοοίι^βίηβ^} _ “θ{ (^{^окэ +(гоу -ЭйеДсоГ^Оу ΒίηΛ-ι^} ,Η·) ’^ж,т)} ^х + {θ^{3 -2}°·^‘^е~(^т! “Х + ®з (^(« +гоч).е“^^} ^Х}] άζΟί}0Γ +

- 27 016477

- 28 016477

реагирование на изменение дает среднее

М + 1 <

Пространственное [(•>03·:+ ^— *οι·ΐ+)3Ϊηдо·»), г

Таблица 5 давления линии

- 29 016477 __1_________________ ^Ρ 4πα5 ('πϊο, ~ -οιο,) ί, *~*Г>

м / '/ *

52ί/(ΐ-6ι„) У д» (ί —ία,, - г) У {03^((,--7^,)(^10^003000,-10^-^^) + .= 1о +&а(—-(Ц - Ю«,)со10оо, тчβ-ζ,,+2·ιι,,).₽~ί-) Ч’’)| х * {⁰3 (^)^^г “ΉΉ «ЛЙофЩпб^О, - №,)>”(+)+ +9з ((? - Ύοο,) «Л 0о«, Βίηίηο, + -_(ί1.,),е^-^Ан,’>

' {^9ί(ϊΗ7^··⁴^'¹Ή^(^,ι2ί;:β^’·-⁴^^,1,··^,,)'^>· (·π^·'·⁽^·’·'·)^+θί (^^+'^4}Ή⁺

4πί> (ίί,+ι -б,) (фс^ (гад, -яою,)

ШТ] χ Σ^ί -ίο,,) ί <=М+1 /

СОВ «ΰϊν?д

,.,(.-..,,-+/(6.(^^)+-(^-)+ +θί (ι _χ \ 2(6,+1-6,)Ц ν {θ³ ~ 'Ж-раэкбо^япбЪо, - УОч)'^е“^'+ +θί ({,’ -Τΐκ,)«Λί»ο^3ΐιί₎₍>, + ЕГ0и),е^_Ц) ’Ь'Л)} χ < {θ^ (ΐα ~ ^Ίθφ}'⁰⁴¹ - »υ1ι_}).β~^+ +θ3 (^ίί^£ -ТОО,)со!0оО,«®6Ьо, + »О1у),в”^ ^^г) + +©3 {^((ί-Τ&0,)θθί“»02.,М^ +θ3 ((λ - 700,)со!ύο^ 1О8Й0Ф, + ив.,),е~Ф ’')} ^] ^^Γ + ί

⁺ 4^0(6^.1-6,)(^)^2030,-=^0^,=^./ ^{ίύ,,) Χ} >0«;

X У ?. (ϊ - ίο., ~ Η У {®з(^ ((?-^0^031000,033000,+ О _ *αΐ6₽ +^ез(^;Ю-тооД™¹ +»ο.,χί·5 ^^)} >

«{* ♦- (’Ц^У^^'ЭР +9^(^((= ~ Тофз) о, йп9₀<>, + ^υι.,) .<“^-^' ^г) + +θ3 ((- “ ТОО, ) ™Ьт?ооз зк^по, - №.,) ,е^_(+)4^г) + +θ3 Ή ” тофл 1⁰⁰¹ боф, βίηΐμο, + ,β“1ίί 7»^г) | ¢/=] άτ + »α«6ρ >,+Г-л) ί π·(г -га.,) Ή^,+ι -ά,)

- 30 016477 ¢-- ΐΰί,ί λ’

Ь +θϊ ψ ι X

8(ψο»\ оЬ(±+1 - ά,) (зад*.,· - Зою,·) *~Α ^χ ΣΖ & (* - ία,)⁸’^ηΑ>ο / ?,(ί - ίθ₄ “ Π χ .=Κ;+ι й •ЧКк_г “03^ ^м 1/ [Η 5“ί(·® - ττ>Ο,)οοΙ Йедсдайзе·., - ί'Οΐό — 7»-,) =θ+0ο_!3 соз^к,) ,β”(*) ^^р) + -581»^ 2411 +θϊ [^{(г ” ТОО,)™* АзО,совйоо, + Ьо.; “ 70.,) ™*Ам ГОЗЙО,Д ,е~() Ч^р)} к х [®Э К® -''ол/? - (-ЗД, - -ЮуТсЛ Ам⁸*»^ 1 А *)’’’»’’) + +θ3 (О- ?^)сок^«тА1_ад +(2_0(# е^_(^’^ч'^г)} * ‘ {* (ΐ^·-'’*’’**')**“-+ ι-5а ⁺ (А1 ~ ^,) ('М) (-адо> ” -010,) ,^! I'' / »,«-^-г>/ {_θ,(^^,-(ητ!=7)’·«·) *01<Ч

М-+*о>,-И) _е-(^А*.М _х 2(^-^) ’^еЛ * [θΐ (^ ((« -7οο,)™*^<>0, 5шб(1ф₃ - ΐο!,).е~(5) ’’»'’) + +©а (з£ (6 ~ 7θθ,)™*·ι?οο, 81п0оф₃ + νοι, Ι .е^-^'¹ ’’’’) + +©а ((» ~ узо,) сок ι?₀₀, вш0_Оф, -.Ы . А*’ ^) + +θί (^(6 ~ ТсА «>Н?0ф₃8Ь^ +«и.) _;<И+)Чл)1. х х [©з ((-; - 7оо₃) со< %а, соз0оф₃ - ιοί;) ,е“(-) ’^^г) +

Ιθ3 (5^(6 ~ Тоо,) <»*Аю,созАзо, + ®оь)»А-) ''-’А + +θ3 (^((' ” 100,)^^00,⁴³°⁸¾^ “ τ_0ϊ<) ,ε^_(ΐ) ’^^г) + +©з [^((/ -700,) сок Азо, «58^00, + ^χ02ί) · А^т) ^¹^)} ±] + ______________1______________

2^α(φ^(ζια^ -01О,)

X о

Λ-ί.

Σ V ί,ί- ^κ <=Ь_г+1 , βθ1<7 / «4 (* - ί&3 - ±) + * *«?»<>;

+®^а('2^((^,г “ ~+К7)^сО*й»,сжб+о-\,- + ЗД,.,),А·) ^-+)) ;< л [θ£ (1 ((г-^ао^сокАедат^оо, -МИ«.)»е“^ ’?м^г) + +&3 [^((-1 “700,)сок Аз<>а 8Ш0ОО, +ϊ/01Ι)!β^_(+) ^,’^г) + + Θ3 (^Γ' 7θί>/)’ΓοΙτ!0<,,5111¾^ ~(Да)>А+) ^^г) + θ3 (^(0 “^Юз)о°1^^»^ + й(гаЛе·^ ^)} X * {* +

- 31 016477

“(ΐ)

Τ (ϊ -Ίθφι)^Γηί· к / [{©з(^(С“70«з)«Л$оадсо8&<у “») + бз[^-((г Τΰ<Ή^ΓοΓ·%4 совйосу+а) ,е (ΐ) ^1,*'^ί)} х{б₈(^((г-7_0фДооЫ^^пй_оф,

- 32 016477

Таблица 6

Пространственное среднее реагирование на изменение давления прямоугольника ‘ = О, Νι + 1 < 0 < Ъ _дает ^Рз - ΪΟΙΦί) - №10;)^ ( ^ΰ'^ )

- 33 016477 >е ⁺ (?>+), (φ+ι - 4) ί*ω.>, - >410,)(ΒΜΐ>ί - №10,) ,₌^®' ^ίθί/^^1}^ *⁰'^{3 Γ)} * * -йз^*⁰¹^³ ~ __Θ/^οΐ^+^| «{«· _χ {θ£Γ №1® _ _Θ// ^(№10) - №Ь,)_ _θ// ^(^+№1.Д_>с-(^„_д^ ₊ θ// (<№10>+№ь,) _с-тУ^ _ _θ// ^^ζ·|ΙΜ·ί)_![:-(»)%·^ _+θ/7 ^ИП^/^№‘^И*^>3^ + + «ψ^№2О, + ^\е-(ЦЧг) θ/’ίΜΗθ, + №ί.,) ^-(^)³^^& +

!.Μ, ^{+ 2ιΓ}' (+^+), №+1 - - ЙЭ10,) (&ИФ, - ΪΟΙΟί) ,-Λ^+Ι° —«ОВД χ У ^(ί ™ ίο.₃—τ)[|©3 (^{»<и^-Цо,,,еЭт) οΐ&1ι>

“^θ3 (^ΐϊΰΐΦ, - (®0υ --ΊίΟοί^^,-Μπ^Ι,β-ίί)+ +©з' {^020, + ('ο., - 7»у )соС1?₀,, вш^оу}~©3 ΪΜ1Ο, + ί’&, “ твЩсой^атааЩ.еЧ*) * х {θ£ {этил, - Цо_а, - то..,) со11?о^ 5Ϊηί>ο^},е“(-) ‘^?^^г^ ~©3 (^“ΉοίΟί “ (яоу 70у)^сок^Л^п^в.и'.сЭ*·+ +Θ3 (^ [жогф, + 1>0у - ТГОч) <®1ι% аП1%Д >*” ^Ч'^Т) ” ~θί (““ {-ϊβΙΟ, + ί-Μ - 70ч) соЬбоуЯП^Д ,в“'-Э ’^^г) | х

X {о_Э (+ θ3 (г + =0®, ₽-(*)%’)}] Л₀,^ + _ь1~10у ⁺ &*)_} (41+1 - (йИф, - £01ф,) (уозф, - ί»»Φί) *°⁶^ / ^4ί^) χ {θ// (*ί^~ ^)^-(5)4,„θ/У_ _@/ί ^Οθ3»+ + *+1у) +θ^ ^(дрьо, + ^жоц?) _е_ (т)%«Л·^ — _θ// ^(¢030+-),_с-(х)У,г) _{+ 0}я

I + ^{Γ ι;ί}) ε“(ϊ)^ίΊ»ί’·^ ρΜ ^π ^⁰¹М ~ ^ойч) е-(о)³’;у ^τ^Ι, _|_ _х {од _θ//_

2а6

2α

- 34 016477

- 35 016477

- 36 016477

Таблица 7 дает (4.-+1 “* ) π (ж -Ь а,-ру)

Пространственное среднее реагирование на изменение давления прямоугольника [(«❖э - ” *ои»)Ь *- ™ О, Д + 1 < О

Р_ ____________________________ ___________________

- 37 016477

N4

Σ^ - /о,.}зш6_>я, X ⁺ 2ιτ² (¼^ а (ую^ - жо)) йта-ί- ) - ^го1ъ),₌л7₊₁ ί·^-ΐο*7 βεΰα^ ^χ ί4^-¼ -Й У 70<))^соЬ^0у ·<?⁴’^>τ) + о зол 47 +θ3 Ц + Й0Ч ~ γο,,) со! до,,-саз Йр,,} ^Χ {θ³ (ϊ>6 ~ ^^Οι> “ 70<₃)εοί &»_ί} Йв0оу] ,е^-^) Чю^г)

-θ£ ” ^'^Οι> -чм)^еЛ^8Ь»^Ъ^е~^^аадт) + +θί [^050) + (¾) “ 70«,)сое !Ц , зшбо,,} ,е^_(^)“θϊ (^ ί&Οΐό) + (г-θίί “ 70.,) сй601, зш£&/г , е~М чкЛ^} х ίθί <Σί££^ι_1^ ^ί-’ΤΗ^-ϊ’ή -θί( ^π^ί~»^ί) е-”'Д зт^-ГЛ +

I \ 2(6,4-) — 6,) / \ 2(4)+1 —ά$,)/ +©'(π (^ + ^--26,) / Ή^±12£ίΣ^γ-’'Χ3^πι·)“Λ1Κ_{υ4ί(ίτ +} \ 2(¼^¾) / \ 2(α^4*1 “ί)/11

Оз

Ή4>+ι 4,) ^й“^|&^ ⁺ ¢44)/^020)-^010))(^030)-^10)),,^+^^ ^ίθ1^ /°⁴ X {θ/ -**Ь)) ^)^а^) _ θ/ (X+^0..,) _ *ы ι г г ,»-λλ _ ,,¾ λ . -Τ^ ί /У* —1— ·*ϊί η Λ ) ζ _ \ Ο

- ©Ц- ₂γ^ί4\^(·Γ·>.^ ₊ θ^ ^^_ιΕ-(ϊγ^| χ _χ |_θ// ^(МИО)-^\_СЧ+1У-^ „θ// (^10)-^),--(^4,,+) _ ) _{+ Θ}Π ί^ + №1_?) ^-(γ)%»)τ) _ _θ// ^(№)ίθ) - №οΉ .-(^)4,+) ₊ θ// ^(№ΙΟ₃ ~ №ь>) ^-(^4,,+) _{+ +} θ/)’(”&*» + уоа.)),_е-(>)%„+^ ,_θ//^(№ΐΟ) + ίίθ3ο) _;<?-(£)4)+}} _χ ________ _с-(?й^Л’й*-^г)1 _ ©Η -^)-(^-^.)^,,(1-+)1 ₊

2(4)+1 -6;) / ³( 2(4,_{+ Ι}-4/ / +3^^0,+^) ~ ^2<4 Ήί37?^)^а^Ρ-1 (лздо,+ 30.,-4)._Г(з^ )\ίΜΚ ₊

I 2(4,+)-4)) * [ Ч 2 4₊₁-6Ц И

2α . / -ΤΓ Τ» Ήλλ . \

2α

2а _θ// (^(УгоО) +30ΐϋ) -(|)ν ³ 26 ^: + 5Ю1 _ί-?) .е «г (1&10ί + Μ;)

2Ъ

X {©/{ Υ^ίΖ^Ι, _β-(^Γ

2(.4,+1 — 6_Э)

26(4,+1 — 6,) ^(+^,.-(^)+^+4^

2а χ {© (Ή^γ№ιΉ_ίβ·

2α

- 38 016477

- 39 016477

Система условных обозначений, используемых в табл. 3-7, включена в табл. 8, приведенную ниже. Таблица 8 Условные обозначения:

а - ширина слоя, м,

Ь - длина слоя, м,

С - способность сжиматься, Па^-1,

Ф - пористость, доля, ά)+ι, ..., б, - толщина слоя, м, к_х, к_у, к - проницаемость по осям х, у, ζ, м², μ - вязкость, Па-с,

и

- коэффициенты диффузии,

Ρί - давление в слое р Па, μ,, - темп добычи скважины или разрыва ί в слое_), м³/с, ΐ - время, с,

- 40 016477

ίο,, - стат. время добычи скважины или разрыва ί в слое ф с, θ_0ι| - наклон скважины или разрыва ί в слое _) к плоскости х,у, ν_0| - пересечение с осью ζ скважины или разрыва ί в слое _),

- единичная ступенчатая функция Хевисайда, 8 - переменная Лапласа, т- 1,2,3,....

е-Λ < 1 I ' - эллиптическая тета-функция третьего вида, ® У? -ί-----аЫГЗпггж) * > А я- η х > л

- интеграл эллипти ческой тета-функции третьего вида,

- второй интеграл эллиптической тета-функции третьего вида.

На фиг. 9 показана блок-схема последовательности операций способа выполнения нефтепромысловых операций с использованием в режиме реального времени аналитического имитационного средства. Работу выполняют на нефтепромысле, таком как месторождение (300), показанное на фиг. 3. Данный способ включает в себя использование бессеточного аналитического имитационного средства, описанного применительно к фиг. 8, для создания результатов имитации в режиме реального времени для выполнения нефтепромысловых операций.

На этапе 901 многочисленные параметры получают в режиме реального времени от датчиков, расположенных на нефтепромысле (например, месторождении (300)). Нефтепромысел может включать в себя многочисленные буровые площадки, такие как показана на фиг. 3. Многочисленные параметры в режиме реального времени включают в себя, по меньшей мере, данные дебита в режиме реального вре мени, данные давления в режиме реального времени или данные температуры в стволе скважины в режиме реального времени (например, в стволе (436) скважины фиг. 5). Мониторинг данных в режиме реального времени может осуществлять пользователь (например, ответственный инженер). В некоторых примерах могут существовать временные пропуски в измерениях в режиме реального времени, которые можно заполнить реконструкцией дебита, например, на основе измерений давления в насоснокомпрессорной трубе на устье или на забое (этап 902). Данные давления и/или дебита в режиме реального времени (если имеются) фильтруют, например, с использованием методики разделения на компоненты элементарной волны для удаления резко выделяющихся значений, шума и идентификации переходных режимов (этап 902). В большом объеме необработанных данных в режиме реального времени можно отбирать части для уменьшения объема отфильтрованных данных до управляемого объема, сохраняя при этом все требуемые характеристики начального набора данных большего объема.

Набор условий подачи тревожного сигнала рассчитывают на основе данных в режиме реального времени после фильтрации (этап 903). Тревожные сигналы могут включать в себя, например, тревожный сигнал понижения уровня, тревожный сигнал непроизводительной потери времени и т.д. Если сработал тревожный сигнал, после этого выполняют подробную диагностику. Например, пониженное давление может быть выбрано параметром для тревожного сигнала, в случае если рассчитаны значения рабочего максимума и рабочего минимума давления для каждого часа. Данные рабочие средние значения переустанавливают в конце каждого часа. Рабочий максимум, минимум и среднее значение данных давления также рассчитывают на день. Рабочие средние значения переустанавливают в 24:00:00 каждый день. Статическое давление в коллекторе (Рг) в окрестности ствола скважины рассчитывают и вводят в заданных интервалах, обычно каждые 48-72 ч.

Периодически ранее рассчитанные значения Рг перерассчитывают, в таком случае другие ранее рассчитанные значения должны обновляться. Пониженные давления рассчитывают вычитанием манометрического давления (Р^д) от статического давления (Рг) в коллекторе. Предельные значения для манометрического давления рассчитывают и вводят в заданных интервалах, обычно каждые 48-72 ч.

Исходными значениями являются пределы по выделению растворенного газа, ликвидации пескопроявления и снижению давления. Пределы по выделению растворенного газа являются абсолютными пределами давления на забое; пределы по ликвидации пескопроявления являются функциями статического давления в коллекторе; пределы по снижению давления являются фиксированными отклонениями

- 41 016477 статического давления в коллекторе. Периодически данные пределы перерассчитывают, и предшествующие значения должны обновлять.

Отслеживание снижения давления выполняют каждый час, сравнивая среднее часовое значение, рабочий максимум, рабочий минимум и рабочие значения по приемлемым предельным значениям для манометрического давления. Автоматические предупредительные сигналы (например, с индикацией желтым цветом) подаются, когда манометрическое давление имеет величину в пределах определенного отклонения от предельного значения.

Дежурный инженер анализирует автоматические предупредительные сигналы и устанавливает условия подтверждения для каждого предупредительного сигнала (например, зеленый: режим бездействия; желтый: плотный мониторинг; красный: рекомендуемое действие) с комментарием, если необходимо. Зеленые измерения указывают, что компонент или система выполняет работу в заданных ограничениях и не требует действий. По существу, данные зеленого цвета можно игнорировать. Желтым является тревожный сигнал (или предупреждение) нижнего уровня, означающее, что измерение датчика приближается к верхним или нижним ограничениям. Красным является тревожный сигнал (или предупреждение о критическом уровне), указывающее, что компонент остановлен, поскольку измерение датчика вышло за заданные пределы. Желтое предупреждение является одним ключевым фактором управления ресурсами, помогающим оператору избежать замедления добычи. Операторы осуществляют предупредительные меры при желтых предупредительных сигналах и реагируют на красные тревожные сигналы. Альтернативно, другие цвета можно также использовать взамен системы зеленого/желтого/красного цветов.

Хотя снижение давления можно напрямую рассчитать по данным измерений в режиме реального времени в приведенном выше примере, состояние проницаемости призабойной зоны ствола скважины может быть выбрано параметром для тревожного сигнала в другом примере, где значения рабочего максимума и рабочего минимума для состояния проницаемости призабойной зоны ствола скважины рассчитывают на постоянной основе с использованием бессеточного имитационного средства. В бессеточном аналитическом имитационном средстве многие параметры можно использовать для конфигурирования подходящей модели для имитации нефтепромысла (например, месторождение (300)) (этап 904). Например, статические параметры, полученные посредством геологических исследований (например, как показано на фиг. 1 и 3) можно использовать для установления начальных и граничных условий, описанных в табл. 1.

На основе конфигураций буровых площадок (например, вертикальной скважины, горизонтальной скважины, наклонно-направленной скважины, скважины с гидроразрывом и т.д.) бессеточное аналитическое имитационное средство конфигурируют с использованием уравнений, показанных в табл. 3-7. Например, коэффициенты в уравнении (0.13) приблизительно определены для каждой конфигурации скважины. Предпочтительно модель дополнительно идентифицируют с использованием способа нейронной сети, например, на основе данных скорости изменения давления в режиме реального времени. Кроме того, способ согласования ключевых параметров с данными статистики, такими как статистическое значение давления в коллекторе, снижения проницаемости в призабойной зоне, эффективная проницаемость и продуктивность скважин, можно использовать для дополнительного обновления модели.

После идентификации модели и конфигурирования имитационных средств получают результаты имитации в режиме реального времени, например, на основе уравнений, описанных в табл. 3-7 (этап 905). Результаты имитации в режиме реального времени включают в себя прогноз темпов добычи и давления в коллекторе по времени. Результаты имитации в режиме реального времени можно передавать в последовательность автоматически выполняемых действий с построением графиков ключевых параметров в режиме реального времени (например, давления в коллекторе, состояния проницаемости призабойной зоны, эффективной проницаемости, продуктивности скважин и т.д.) и настройки тревожного сигнала на основе заданных критериев. Модель автоматически обновляется, когда спрогнозированный показатель работы отклоняется от фактического показателя работы больше, чем на заданное предельное значение (этап 906).

На этапе 907 нефтепромысловые операции выполняют на основе результатов имитации в режиме реального времени. Бессеточное аналитическое имитационное средство может давать информацию, указывающую проблемы на буровых площадках, требующие ответных действий. Имитационные средства могут также указывать возможность выполнения корректировки нефтепромысловых операций для улучшения производительности или устранения проблем. Стратегию управления скважинами можно корректировать для создания различных сценариев развития, подлежащих включению в состав интегрированного хода имитации.

Этапы участков или процесса в целом можно при необходимости повторять. Повторять этапы можно избирательно до получения удовлетворительных результатов. Например, этапы можно повторять после выполнения корректировок. Указанное можно выполнять для обновления имитационного средства и/или определения динамического воздействия выполненного изменения.

Ввод данных, соединение, топология и ограничения, заданные в имитации, создают гибкость процесса имитации. Данные факторы различных имитационных средств выбирают для соответствия требо

- 42 016477 ваниям нефтепромысловых операций. Любые комбинации имитационных средств можно избирательно соединять для создания общего имитационного средства нефтепромысла. Процесс соединения имитационных средств можно перестраивать, и повторять имитацию с использованием различных конфигураций. В зависимости от вида соединения и/или устройства имитационных средств, можно выбирать имитацию нефтепромысла, обеспечивающую получение необходимых результатов. Различные комбинации можно опробовать и сравнивать для определения комбинации с лучшим результатом на выходе. Корректировки имитации нефтепромысла можно выполнять на основе нефтепромысла, имитационных средств, устройства и других факторов. Процесс можно повторять, при необходимости.

Из приведенного выше описания должно быть понятно, что можно выполнять различные модификации и изменения в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без отхода от его реальной сущности. Например, граничные условия многослойной модели фиг. 8 и табл. 1 можно изменять, конкретные формулы аналитических решений табл. 2-7 и других уравнений/формул, описанных повсеместно в данном документе, можно корректировать или иначе модифицировать, имитационные средства, соединения и устройство системы можно выбирать для получения необходимой имитации. Имитацию можно повторять согласно различным конфигурациям и результатам сравнения и/или анализа.

Данное описание имеет только иллюстративные цели и не должно рассматриваться как ограничивающее. Объем данного изобретения следует определять только пунктами нижеследующей формулы изобретения. Термин содержащий в формуле изобретения означает включающий в себя, по меньшей мере так, как этим подчеркивается включение элементов в состав формулы изобретения как открытой группы. Формы единственного числа подразумевают наличие также форм множественного числа, если они специально не исключены.

Claims (30)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ выполнения нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем по меньшей мере одну буровую площадку, причем каждая буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий через подземный пласт, для извлечения текучей среды из подземного коллектора, содержащий этапы, на которых получают множество параметров в режиме реального времени от множества датчиков, расположенных на месторождении, при этом множество параметров в режиме реального времени содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из данных дебита в режиме реального времени и данных давления в режиме реального времени в стволе скважины;

   конфигурируют бессеточное аналитическое имитационное средство для имитации подземного коллектора на основе множества параметров в режиме реального времени, причем конфигурирование бессеточного аналитического имитационного средства представляет собой моделирование месторождения в виде системы вертикально уложенных в стопку слоев, соответствующих геологическим структурам в подземном пласте, причем имитацию подземного коллектора выполняют с использованием множества аналитических решений, соответствующих множеству слоев;

   формируют результаты имитации подземного коллектора в режиме реального времени и по меньшей мере одной буровой площадки в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства посредством соединения множества аналитических решений для учета перетока между множеством слоев и получают поле притока, имеющее временные преобразования, на поверхности контакта слоев посредством решения интегральных уравнений Фредхольма, причем временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра; и выполняют диагностику нефтепромыслового события на основе результатов имитации в режиме реального времени.
2. 2. Способ по п.1, в котором месторождение содержит множество буровых площадок и в котором бессеточную аналитическую модель конфигурируют для имитации эффекта интерференции от множества буровых площадок.
3. 3. Способ по п.1, в котором результаты имитации подземного коллектора в режиме реального времени формируют с использованием по меньшей мере одного условия, выбранного из группы, состоящей из граничного условия отсутствия потока и граничного условия постоянного давления.
4. 4. Способ по п.1, в котором этап конфигурирования бессеточного аналитического имитационного средства представляет собой идентификацию модели коллектора на основе по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из способа нейронной сети, скорости изменения данных давления в режиме реального времени и геологического параметра.
5. 5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна буровая площадка представляет собой по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из горизонтальной скважины, вертикальной скважины и наклонно направленной скважины, при этом подземный коллектор содержит множество гетерогенных слоев.
6. 6. Способ по п.1, в котором подземный коллектор является коллектором с естественными разрывами.

   - 43 016477
7. 7. Способ по п.1, в котором гидравлический разрыв пласта выполняют по меньшей мере для одной буровой площадки.
8. 8. Способ по п.9, в котором ствол скважины представляет собой по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из гидравлического разрыва конечной проводимости и гидравлического разрыва бесконечной проводимости.
9. 9. Способ по п.1, в котором ствол скважины моделируют как линейный источник в бессеточном аналитическом имитационном средстве.
10. 10. Способ по п.9, дополнительно содержащий этапы, на которых имитируют по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из эффекта влияния ствола скважины и конечного радиуса ствола скважины, посредством применения корректировок к бессеточному аналитическому имитационному средству.
11. 11. Способ по п.1, в котором результаты имитации подземного коллектора в режиме реального времени содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из давления в коллекторе, дебита, состояния проницаемости призабойной зоны, эффективной проницаемости, показателя работы гидроразрыва, площади дренирования скважины, расчлененности коллектора и продуктивности скважины.
12. 12. Способ по п.1, в котором выполнение нефтепромысловой операции содержит по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из упреждения события, идентификации события, выполнения диагностики в режиме реального времени, выполнения интерпретации в режиме реального времени, выполнения принятия решения в режиме реального времени, выполнения мероприятий по устранению недостатков в режиме реального времени и прогнозирования показателей работы буровой площадки и коллектора в режиме реального времени.
13. 13. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых генерируют предупредительный сигнал на основе сравнения по меньшей мере одного из множества параметров в режиме реального времени с заданными пределами и классифицируют предупредительный сигнал согласно множеству заданных уровней предупредительного сигнала, при этом уровень предупредительного сигнала из множества заданных уровней предупредительного сигнала диктует по меньшей мере одну позицию, выбранную из группы, состоящей из упреждающего действия и ответного действия.
14. 14. Способ выполнения нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество буровых площадок, причем каждая буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора, содержащий этапы, на которых получают данные давления в режиме реального времени от стационарного глубинного манометра; идентифицируют модель коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства на основе скорости изменения данных давления в режиме реального времени с использованием способа нейронной сети, причем модель коллектора моделирует месторождение в виде системы вертикально уложенных в стопку слоев, соответствующих геологическим структурам в подземном пласте, и причем модель коллектора моделирует месторождение с использованием множества аналитических решений, соответствующих множеству слоев;

    формируют результаты имитации подземного коллектора в режиме реального времени для подземного коллектора и множества буровых площадок с использованием бессеточного аналитического имитационного средства в режиме реального времени посредством соединения множества аналитических решений для учета перетока между множеством слоев;

    получают поле притока, имеющее временные преобразования, на поверхности контакта слоев посредством решения интегральных уравнений Фредхольма, причем временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра; и выполняют диагностику нефтепромыслового события на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.
15. 15. Способ по п.14, дополнительно содержащий этапы, на которых фильтруют данные давления в режиме реального времени по меньшей мере для одного, выбранного из группы, состоящей из подавления шума, удаления резко выделяющихся значений, идентификации нестационарного режима и сжатия информации.
16. 16. Способ по п.14, в котором дополнительно конфигурируют бессеточное аналитическое имитационное средство на основе множества геологических параметров, полученных из каротажной диаграммы скважины.
17. 17. Способ по п.14, в котором дополнительно конфигурируют бессеточное аналитическое имитационное средство на основе процесса согласования с данными статистики.
18. 18. Способ по п.14, в котором бессеточное аналитическое имитационное средство выполнено с возможностью имитации эффекта интерференции от множества буровых площадок.
19. 19. Способ по п.14, в котором дополнительно генерируют сигнал тревоги на основе сравнения по меньшей мере одного результата имитации подземного коллектора в режиме реального времени с заданным пределом.
20. 20. Способ по п.19, в котором сигнал тревоги содержит по меньшей мере одно, выбранное из груп

    - 44 016477 пы, состоящей из тревожного сигнала снижения давления и тревожного сигнала непроизводительного времени.
21. 21. Способ по п.14, в котором дополнительно обновляют модель коллектора на основе сравнения сымитированных данных давления в режиме реального времени, полученных по результатам имитации подземного коллектора в режиме реального времени, с данными давления в режиме реального времени, полученными от стационарного глубинного манометра.
22. 22. Способ по п.14, в котором результаты имитации подземного коллектора в режиме реального времени содержат динамику развития состояния проницаемости призабойной зоны ствола скважины и на этапе выполнения нефтепромысловой операции осуществляют планирование капитального ремонта скважины для улучшения состояния проницаемости призабойной зоны ствола скважины.
23. 23. Способ по п.14, в котором результаты имитации подземного коллектора в режиме реального времени содержат динамику развития эффективной проницаемости и на этапе выполнения нефтепромысловой операции определяют стратегию повторного заканчивания.
24. 24. Способ по п.23, в котором стратегия повторного заканчивания содержит планирование операции механизированной добычи.
25. 25. Способ выполнения нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество газовых скважин, причем каждая газовая скважина имеет ствол скважины, проходящий сквозь подземный пласт для извлечения газа из подземного коллектора в нем, содержащий этапы, на которых получают данные дебита в режиме реального времени от расходомера;

    получают по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из данных давления в режиме реального времени и автономных данных давления;

    формируют первый результат имитации подземного коллектора и множества газовых скважин с использованием модели нелинейной регрессии с данными дебита в режиме реального времени и автономными данными давления, если данные давления в режиме реального времени отсутствуют;

    идентифицируют модель коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства с использованием способа нейронной сети, если данные давления в режиме реального времени имеются, причем модель коллектора моделирует месторождение в виде системы вертикально уложенных в стопку слоев, соответствующих геологическим структурам в подземном пласте, и причем модель коллектора моделирует месторождение с использованием множества аналитических решений, соответствующих множеству слоев;

    формируют второй результат имитации коллектора и множества газовых скважин в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства посредством соединения множества аналитических решений для учета перетока между множеством слоев;

    получают поле притока, имеющее временные преобразования, на поверхности контакта слоев посредством решения интегральных уравнений Фредхольма, причем временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра; и выполняют диагностику нефтепромыслового события на основе по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из первого результата имитации и второго результата имитации.
26. 26. Способ по п.25, в котором дополнительно фильтруют данные дебита в режиме реального времени по меньшей мере для одной позиции, выбранной из группы, состоящей из подавления шума, удаления резко выделяющихся значений, идентификации нестационарного режима и сжатия информации.
27. 27. Способ по п.25, в котором дополнительно конфигурируют бессеточное аналитическое имитационное средство на основе процесса согласования с данными статистики.
28. 28. Машиночитаемый носитель, содержащий инструкции, исполняемые компьютером, для выполнения этапов способа нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем по меньшей мере одну буровую площадку, причем каждая по меньшей мере одна буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий через подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем, причем инструкции обеспечивают функциональные возможности для получения множества параметров в режиме реального времени от множества датчиков, расположенных на нефтепромысле, при этом множество параметров в режиме реального времени содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из дебита и давления в стволе скважины;

    конфигурирования бессеточного аналитического имитационного средства для имитации коллектора на основе множества параметров в режиме реального времени, причем конфигурирование бессеточного аналитического имитационного средства представляет собой моделирование месторождения в виде системы вертикально уложенных в стопку слоев, соответствующих геологическим структурам в подземном пласте, причем имитацию подземного коллектора выполняют с использованием множества аналитических решений, соответствующих множеству слоев;

    формирования результатов имитации подземного коллектора и по меньшей мере одной буровой площадки в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства посредством соединения множества аналитических решений для учета перетока между множеством слоев;

    получения поля притока, имеющего временные преобразования, на поверхности контакта слоев по

    - 45 016477 средством решения интегральных уравнений Фредхольма, причем временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра, и при этом диагностику нефтепромыслового события выполняют на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.
29. 29. Машиночитаемый носитель, содержащий инструкции, исполняемые компьютером для выполнения этапов способа нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем по меньшей мере одну буровую площадку, причем каждая по меньшей мере одна буровая площадка имеет ствол скважины, проходящий через подземный пласт для извлечения текучей среды из подземного коллектора в нем, причем инструкции обеспечивают функциональные возможности для получения данных давления в режиме реального времени от стационарного глубинного манометра;

    идентификации модели коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства на основе скорости изменения данных давления в режиме реального времени с использованием способа нейронной сети, причем модель коллектора моделирует месторождение в виде системы вертикально уложенных в стопку слоев, соответствующих геологическим структурам в подземном пласте, причем модель коллектора моделирует месторождение с использованием множества аналитических решений, соответствующих множеству слоев;

    формирования результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени для подземного коллектора и множества буровых площадок с использованием бессеточного аналитического имитационного средства в режиме реального времени посредством соединения множества аналитических решений для учета перетока между множеством слоев;

    получения поля притока, имеющего временные преобразования, на поверхности контакта слоев посредством решения интегральных уравнений Фредхольма, причем временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра; и выполнения диагностики нефтепромыслового события на основе результатов имитации подземного коллектора в режиме реального времени.
30. 30. Машиночитаемый носитель, содержащий инструкции, исполняемые компьютером, для выполнения этапов способа нефтепромысловой операции на месторождении, имеющем множество газовых скважин, причем каждая из множества газовых скважин имеет ствол скважины, проходящий через подземный пласт для извлечения газа из подземного коллектора в нем, причем инструкции обеспечивают функциональные возможности для получения данных дебита в режиме реального времени от расходомера;

    получения по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из данных давления в режиме реального времени и автономных данных давления;

    формирования первого результата имитации подземного коллектора и множества газовых скважин с использованием модели нелинейной регрессии с данными дебита в режиме реального времени и данными давления в режиме реального времени и автономными данными давления, если данные давления в режиме реального времени отсутствуют;

    идентификации модели коллектора для бессеточного аналитического имитационного средства с использованием способа нейронной сети, если данные давления в режиме реального времени имеются, причем модель коллектора моделирует месторождение в виде системы вертикально уложенных в стопку слоев, соответствующих геологическим структурам в подземном пласте, и причем модель коллектора моделирует месторождение с использованием множества аналитических решений, соответствующих множеству слоев;

    формирования второго результата имитации коллектора и множества газовых скважин в режиме реального времени с использованием бессеточного аналитического имитационного средства посредством соединения множества аналитических решений для учета перетока между множеством слоев;

    получения поля притока, имеющего временные преобразования, на поверхности контакта слоев посредством решения интегральных уравнений Фредхольма, причем временные преобразования данных притоков определяют интегральными уравнениями Вольтерра; и выполнения диагностики нефтепромыслового события на основе по меньшей мере одного, выбранного из группы, состоящей из первого результата имитации и второго результата имитации.