EA026278B1 - Способ оценки пластового давления в подземной залежи углеводородов и используемая в нем компьютерная система и машиночитаемый носитель - Google Patents

Abstract

Описаны способ и система оценки пластового давления в залежи углеводородов на основе данных измерений давления в добывающих скважинах. Данные измерений давления поступают из скважин на промысле в течение определенного периода времени и передаются на сервер, который использует указанные данные измерений скважинного давления в модели данной скважины. С помощью модели, работающей на сервере, в которой используются данные измерений скважинного давления, определяется рабочий режим скважины, например режим добычи или режим остановки. После определения изменения рабочего режима, сигнализирующего о резком изменении дебита скважины, например соответствующего событию остановки скважины, собираются данные дополнительных измерений скважинного давления до тех пор, пока не будет достигнуто установившееся состояние. Данные измерений давления используются для определения значения пластового давления, которое передается ответственному инженеру-промысловику или другому пользователю. Может быть принято изменение пользователем определенного ранее значения пластового давления, при этом сохраненное в запоминающем средстве значение пластового давления и модель скважины соответственно обновляются.

Description

(57) Описаны способ и система оценки пластового давления в залежи углеводородов на основе данных измерений давления в добывающих скважинах. Данные измерений давления поступают из скважин на промысле в течение определенного периода времени и передаются на сервер, который использует указанные данные измерений скважинного давления в модели данной скважины. С помощью модели, работающей на сервере, в которой используются данные измерений скважинного давления, определяется рабочий режим скважины, например режим добьии или режим остановки. После определения изменения рабочего режима, сигнализирующего о резком изменении дебита скважины, например соответствующего событию остановки скважины, собираются данные дополнительных измерений скважинного давления до тех пор, пока не будет достигнуто установившееся состояние. Данные измерений давления используются для определения значения пластового давления, которое передается ответственному инженеру-промысловику или другому пользователю. Может быть принято изменение пользователем определенного ранее значения пластового давления, при этом сохраненное в запоминающем средстве значение пластового давления и модель скважины соответственно обновляются.

Предпосылки создания изобретения

Данное изобретение относится к области добычи нефти и природного газа и, в частности к управлению разработкой залежи и управлению скважинами в ходе этой добычи.

Современные экономические факторы в нефтяной и газовой промышленности подняли ставки в области оптимизации добычи углеводородного сырья. С одной стороны, рыночные цены на нефть и газ достигли новых исторических максимумов. Однако, с другой стороны, затраты на бурение новых скважин и эксплуатацию существующих скважин также достигли исторических максимумов в связи с очень большой глубиной, на которую приходится бурить новые добывающие скважины, растущей стоимостью применяемых технологий и прочими физическими барьерами на пути разработки залежей. Указанные высокие требования в области экономики требуют от операторов по добыче выделять существенные ресурсы на сбор и анализ данных измерений с существующих нефтяных и газовых скважин и залежей в части управления разработкой месторождений и отдельными скважинами на данном месторождении.

Например, оптимизация добычи с данного месторождения или залежи включает в себя решения, связанные с числом и размещением скважин, бурением новых или закрытием старых скважин. Операции по разработке месторождений вторичными и третичными методами, включая закачку воды или газа в продуктивный пласт, требуют решений, связанных с запуском или прекращением выполнения таких операций, а также определением необходимого количества нагнетательных скважин и их местоположения на месторождении. Для некоторых скважин может потребоваться специальная обработка, например гидравлический разрыв пластов по стволу скважины, если в ходе операций бурения или добычи стенки ствола скважины так уплотнились, что замедляют или останавливают добычу. В некоторых случаях добычу можно улучшить путем остановки (закрытия) одной или нескольких скважин; в других ситуациях скважина может быть закрыта на продолжительное время, в каковом случае для оптимизации добычи может потребоваться изменить конфигурацию промысла. Из данных примеров понятно, что оптимизация промысла представляет собой комплексную проблему, включающую в себя множество переменных и предоставляющих множество вариантов выбора.

Сложность данной проблемы усугубляется масштабом современных больших нефте- и газопромыслов, которые часто содержат сотни скважин и сложную сеть наземных магистралей, связывающих указанные скважины с централизованными транспортными предприятиями и комплексами подготовки. Функционирование и эксплуатация таких промыслов еще более осложняется из-за разнообразия типов и текущего состояния большого числа скважин на месторождении в сочетании с ограниченностью ресурсов для вторичных и третичных методов добычи нефти. В связи с этим решения по оптимальной добыче и экономической отдаче становятся чрезвычайно сложными, особенно для комплексных месторождений. Кроме того, могут возникнуть дополнительные проблемы при последующей эксплуатации месторождения. Ну и конечно, как упоминалось выше, высокими являются экономические требования.

В последние годы были достигнуты определенные успехи в улучшении измерений и анализа параметров, связанных с добычей нефти и газа и имеющих своей целью улучшить решения по добыче нефти и газа. Например, появились датчики давления и расходомеры, устанавливаемые на устье скважины. Кроме того, наземные магистрали, связывающие устья скважин с централизованным комплексами подготовки, в настоящее время обычно находятся под постоянным контролем. Указанные датчики и расходомеры используются также в отдельных устройствах для измерения дебита каждой фазы (нефти, газа, воды). Так как эти датчики могут выдавать данные фактически в непрерывном режиме, то с современного комплексного месторождения можно получить огромное количество данных. Такое огромное количество данных наряду со сложностью промысла и трудностью получения управляемой модели продуктивного пласта и промысла создает комплексную и трудную проблему оптимизации для инженернотехнического персонала промысла.

Один подход к управлению оптимизацией добычи на комплексном месторождении описан в патенте США № 6236894, на содержание которого здесь делается ссылка. В указанном подходе для оптимизации добычи используются адаптивная сеть, специально разработанные генетические алгоритмы, предназначенные для получения рабочих параметров. В патенте 6236894 описаны характер и некоторые аспекты сложностей и проблем, связанных с оптимизацией современных промыслов.

Принимая во внимание известные технические решения, дополнительно можно отметить, что прирост добычи флюида из скважины пропорционален разности между пластовым давлением и давлением в лифтовой (эксплуатационной насосно-компрессорной) колонне на глубине продуктивного пласта. Указанное давление обычно рассматривается как сумма давлений в производственном коллекторе на устье скважины и комбинации гидростатических давлений внутри скважины с учетом потерь на трение вдоль ствола скважины до поверхности. Указанное важное соотношение между пластовым давлением и дебитом скважины является основой для стандартных испытаний скважины и с пользой может использоваться как для анализа эксплуатационных характеристик отдельной скважины, так и для определения параметров всего продуктивного пласта, например, пластового давления

Обычно при испытаниях скважины с переменным давлением исследуются характеристики скважинного давления по отношению к дебиту скважины, чтобы получить такие параметры, как пластовое давление, проницаемость пород, окружающих продуктивный пласт, и околоскважинной зоны пласта.

- 1 026278

Эти параметры полезны для понимания эксплуатационных характеристик данной скважины. Указанное испытание скважины с переменным давлением можно классифицировать, с одной стороны, как испытание при закрытом устье скважины (или испытание методом повышения давления), а с другой стороны, как испытание методом понижения давления. В ходе испытания при закрытом устье скважины (при закрытой скважине) давление в скважине измеряется в течение определенного времени, начиная с момента перед началом процесса закрытия устья (остановки) скважины и продолжая после остановки скважины. Пластовое давление определяется путем измерения скважинного давления в такой период времени после события остановки скважины, когда давление стабилизировалось, и перепады давления с течением времени не наблюдаются. Напротив, скважина может исследоваться в ходе испытания с понижением давления, которое является противоположностью по отношению к испытанию при закрытом устье скважины в том, что дебит скважины измеряется до, во время и после резкого увеличения дебита скважины, например при открытии штуцера на закрытой скважине.

Путем наблюдений было обнаружено, что определение пластового давления с помощью указанных испытаний скважины с переменным давлением длительность состояния остановки скважины, необходимая для достижения стабильных интервалов, составляет от нескольких часов до нескольких дней, в зависимости от характеристик продуктивного пласта. Потери от отсутствия добычи из скважины в период, когда она остановлена, препятствуют частому использованию испытаний скважины с переменным давлением, и, соответственно, растут затраты на сбор данных, необходимых для определения пластового давления, проницаемости пород, окружающих продуктивный пласт, скин-фактора (гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта) и других параметров, характеризующих продуктивный пласт.

В последние годы были разработаны надежные скважинные датчики давления, которые могут быть встроены в эксплуатационную колонну и находиться в стволе скважины во время ее эксплуатации. Повышенная надежность указанных датчиков давления в условиях долговременной эксплуатации при повышенных температурах и давлениях способствовала росту популярности скважинных датчиков давления, работающих в реальном масштабе времени и позволяющих осуществлять непрерывный контроль скважинного давления в процессе эксплуатации скважины на одной или нескольких глубинах ствола каждой скважины месторождения. Указанные скважинные датчики давления обычно используются для контроля отдельных скважин, а также управления ими, в ежедневном режиме.

Повсеместная установка на месторождении указанных скважинных датчиков давления, работающих в непрерывном режиме, приводит к быстрому генерированию огромного объема данных, особенно учитывая, что стандартная частота отсчетов составляет одно измерение с каждого датчика в секунду. Несмотря на то, что при каждой остановке добывающей скважины, плановой или внеплановой, появляется возможность выполнения анализа с использованием метода кривых повышения давления, объем данных и утомительные операции в ручном режиме, которые приходится выполнять инженерупромысловику, чтобы получить значимую информацию, часто не позволяют выполнить такой анализ. Указанный утомительный процесс предусматривает использование не связанных друг с другом компьютерных приложений для визуальной проверки огромного массива данных измерений скважинного давления, идентификацию нарастания давления и связанных с ним данных о давлении и дебите скважины, считывание, фильтрацию и форматирование этих данных, и затем выполнение самого анализа. Это тяжелая задача для инженера-промысловика - просто определить, какие данные являются важными при анализе месторождения. Кроме того, для значимого анализа и получения правильного заключения инженеру-промысловику необходимо локализовать, извлечь, отфильтровать данные, выявить их корреляцию. В связи с данным изобретением было обнаружено, что время и усилия, необходимые для выполнения указанного анализа данных с использованием традиционных методов, отрицательно влияют на периодичность и своевременность такого анализа. Кроме того, выбор вида испытания -с повышением давления или с понижением давления - это отчасти субъективное решение, принимаемое под ответственность инженера-нефтяника, инженера-промысловика, геолога, оператора, технического специалиста или любого другого человека, выполняющего анализ, которому свойственны противоречивость и ошибки. Указанные факторы ограничивают частоту и точность анализа пластового давления с использованием традиционных методов и могут привести к ошибочным решениям относительно скважин и месторождения, вызванным неточной или устаревшей информацией.

Дополнительной предпосылкой создания настоящего изобретения является известный автоматизированный процесс сбора и фильтрации данных о давлении в скважине и давлении в устье скважины, а также измерения дебита с целью уменьшения объема работ инженерного персонала по анализу измерений, полученных от работающих в непрерывном режиме скважинных датчиков давления в процессе эксплуатации скважины. В соответствии с одним известным отчетом по автоматизации нулевой дебит скважины в период измерений рассматривался как период остановки скважины и анализировался как испытание методом повышения давления или испытание при закрытом устье шахты с использованием автоматизированного нелинейного регрессионного анализа.

Раскрытие изобретения

Таким образом, целью настоящего изобретения является предложение автоматизированной систе- 2 026278 мы и способа эксплуатации, при которых данные измерений от работающих в непрерывном режиме скважинных датчиков давления обрабатываются и анализируются в связи с событиями остановки скважины с целью получения в реальном масштабе времени данных измерений пластового давления.

Другой целью настоящего изобретения является предложение таких системы и способа, в которых указанные автоматизированные обработка и анализ запускаются при обнаружении изменения рабочего режима скважины.

Еще одной целью настоящего изобретения является предложение таких системы и способа, в которых результирующие данные измерений пластового давления и другие результаты используются для обновления ранее созданной модели скважины.

Очередной целью настоящего изобретения является предложение таких системы и способа, в которых результирующие данные измерений пластового давления и другие результаты могут использоваться для обновлений ранее созданной модели продуктивного пласта или месторождения.

Очередной целью настоящего изобретения является предложение таких системы и способа, в которых данные измерений от работающих в непрерывном режиме скважинных датчиков давления обрабатываются ими самими, и обработанные результаты измерений используются для обнаружения изменения рабочего режима скважины, в результате чего запускается автоматизированный процесс обработки и анализа пластового давления и других параметров скважины и пласта.

Очередной целью настоящего изобретения является предложение таких системы и способа, в которых параметр пластового давления, определенный с помощью указанных системы и способа, применяется к автоматизированным процессу и системе, предназначенным для определения дебита нескольких фаз (нефти, газа, воды) для данных скважины и месторождения.

Другие цели и преимущества настоящего специалистам в данной области техники будут ясны из последующего описания и прилагаемых к нему чертежей.

Настоящее изобретение может быть осуществлено в системе и способе текущего контроля измерений датчиков и скважин на наземных и морских месторождениях нефти и газа. Указанная система содержит системы сбора данных, которые получают результаты измерений в реальном масштабе времени от скважинных датчиков в процессе эксплуатации скважины и передают эти результаты в систему анализа. В ответ на обнаружение изменения рабочего режима скважины, связанного с внезапным изменением дебита данной скважины, собираются и анализируются данные измерений скважинного давления за период времени до и после изменения рабочего режима скважины, по крайней мере, до момента достижения установившегося состояния. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения об установившемся состоянии свидетельствует стабильность расчетной скорости изменения скважинного давления после остановки скважины. Автоматизированная система определяет пластовое давление из условия установившегося состояния и уведомляет инженера-промысловика или другое ответственное лицо об указанном событии. После проверки пользователем результата, данные измерений сохраняются в базе данных; в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения указанные сохраненные данные измерений используются для обновления модели скважины или, как вариант, продуктового пласта. В соответствии с аспектами настоящего изобретения пользователем может быть любое лицо, например, инженер-нефтяник, инженер-промысловик, геолог, оператор, технический специалист или любой другой человек; предполагается также, что пользователем может быть один или несколько компьютеров, и/или программа или другое оборудование, способные принимать, анализировать и принимать решение или план действий, которые затем могут быть переданы или введены другим способом в указанную систему.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 приведена схема, иллюстрирующая систему измерений и анализа в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, развернутую на нефтегазовом промысле.

На фиг. 2 приведена схема, иллюстрирующая пример размещения устройства измерения скважинного давления, реализованного в указанной системе в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 приведена электрическая блок-схема серверной компьютерной системы, реализованной в системе анализа в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 4 приведена блок-схема, иллюстрирующая архитектуру программного обеспечения сервера, указанного на фиг. 3, реализованную в системе анализа в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 5 приведена блок-схема алгоритма, иллюстрирующая операции способа автоматизированного анализа в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 6 приведена блок-схема алгоритма, иллюстрирующая с дополнительными подробностями работу модуля моделирования скважины при обработке данных о скважинном давлении в способе, представленном на фиг. 5, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 7 приведена диаграмма состояний, иллюстрирующая операцию определения текущего рабочего состояния скважины в способе, представленном на фиг. 6, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

- 3 026278

На фиг. 8 приведен график, иллюстрирующий пример определения достаточности данных из условия установившегося состояния в способе, представленном на фиг. 5, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 9А приведена диаграмма, иллюстрирующая предварительно заданные параметры, используемые в системе для управления получением данных из базы данных соответствующей скважины.

На фиг. 9В приведена блок-схема алгоритма, иллюстрирующая в дополнительных подробностях процедуру оценки пластового давления на основе данных о скважинном давлении в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 10 приведен график, иллюстрирующий операцию определения точного времени остановки скважины в способе, представленном на фиг. 5, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 11А-11С приведены графики, иллюстрирующие примеры способа оценки пластового давления, иллюстрируемого фиг. 9В, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 12 приведен график, иллюстрирующий функцию суперпозиции, используемую в способе, представленном на фиг. 9В, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 13 приведен график, иллюстрирующий пример определения производных давления в зависимости от времени суперпозиции в способе оценки пластового давления, представленном на фиг. 9, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение будет описано на примере предпочтительного варианта настоящего изобретения, а именно как осуществляемого на существующем промысле, где нефть или газ добываются из одного или нескольких продуктивных пластов в земле, так как предполагается, что изобретение будет особенно выгодно использовать в таких условиях. Однако предполагается, что изобретение предоставляет также важные преимущества при его применении к другим задачам и приложениям. Соответственно, следует понимать, что последующее описание является лишь иллюстративным и не предназначено для ограничения истинной области действия настоящего изобретения, заявленной в формуле изобретения.

Фиг. 1 иллюстрирует пример осуществления настоящего изобретения на морском нефтегазовом промысле. В данном примере показаны два развернутых морских комплекса - буровой и для ведения добычи: 2!, 2₂; конечно на современном морском месторождении может использоваться больше двух таких комплексов. Каждый из комплексов 2!, 2₂ предназначен для работы с одной или несколькими скважинами показанными в виде нескольких эксплуатационных колонн 4, связанных с каждым комплексом 2. В данном примере морской комплекс 2₁ показан в виде морской платформы для бурения и добычи, к которой крепится каждая из множества эксплуатационных колонн 4. В этом примере на чертеже фиг. 1 комплекс 2₂ показан в виде комбинации плавучей (или полупогружной) системы, предназначенной для добычи, хранения и отгрузки на судно 3 на морской поверхности, и центра скважин 5, смонтированного на морском дне. Эксплуатационные колонны 4 присоединены к манифольду (не показан) в центре скважин 5 на морском дне, в котором выдаваемый всеми эксплуатационными колоннами 4 продукт объединяется и транспортируется на судно 3 через эксплуатационный трубопровод РК (Ргобисйоп Кгкег). Указанная эксплуатационная колонна 4 и связанное с ней оборудование, включая датчики давления РТ (Ргек8иге Тгапзбисег) и т.п., в данном описании обозначаются как скважина

В соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения один или несколько датчиков давления РТ смонтированы внутри каждой эксплуатационной колонны 4. Предполагается, что датчики давления РТ имеют стандартную конструкцию и пригодны для установки в скважине и использования при ее эксплуатации. Примером современных скважинных датчиков давления РТ, подходящих для использования с настоящим изобретением, среди прочих, используемых в промышленности или известных специалистам в данной отрасли техники, являются датчики корпорации Оиаг1/бупе, 1пс.

Кроме того, как показано на фиг. 1, на устье каждой эксплуатационной колонны 4 установлены стандартные устьевые датчики давления \УРТ (^еййеаб Рге88иге Тгапкбисег), предназначенные для измерения устьевого давления. На чертеже фиг. 1 также показаны стандартные устьевые датчики температуры \УТТ (^еййеаб Тешрега1иге Тгапкбисег), измеряющие температуру флюида на выходе из данной скважины ^; кроме того, устьевые датчики температуры могут обслуживать несколько скважин на платформе 2, если они смонтированы соответствующим образом.

Предполагается, что другие скважинные и устьевые датчики могут быть установлены на отдельных скважинах или на платформах и в других местах промысла, например, по ходу технологической цепочки после устьев скважин, как удобнее для применения в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения. В частности, по желанию могут применяться скважинные датчики температуры. Кроме того, не все скважины могут быть оснащены всеми датчиками и телеметрическими устройствам, которыми оснащены другие скважины на месторождении или даже на той же самой платформе 2; например, как известно в данной области техники, на нагнетательных скважинах скважинные датчики давления РТ обычно не используются.

- 4 026278

На фиг. 2 приведен пример схемы размещения различных датчиков давления, температуры и положения вдоль одной из эксплуатационных колонн 4 данной скважины на промысле, иллюстрируемом чертежом фиг. 1. На фиг. 2 показана часть эксплуатационной колонны 4, находящейся в скважине и входящей в содержащий углеводороды пласт Р. На этой упрощенной схеме эксплуатационная колонна 4 содержит одну или несколько концентрических ниток лифтовой колонны, находящейся в скважине 3 и создающей кольцевое пространство между наружной поверхностью самой дальней от центра лифтовой колонны и стенками скважины 3. В стандартном режиме через сквозные отверстия в лифтовой колонне флюиды попадают из одного или более пластов Р вовнутрь лифтовой колонны и во все кольцеобразные пространства между расположенными концентрично нитками лифтовой колонны. Кольцевое пространство между стенками скважины 3 и эксплуатационной колонны 4 (а также между внутренними и наружными нитками лифтовой колонны) может быть зацементировано на некоторую глубину, которая необходима для данной скважины. В целях регулирования давления и дебита скважины, как известно в данной области техники, в кольцевое пространство между стенками скважины 3 и эксплуатационной колонны 4 могут быть вставлены уплотнительные элементы 11. Концы эксплуатационных колонн 4 выходят на поверхность и расположены в области устья 9.

В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, и, как известно в данной технической области, скважинный датчик давления РТ в предпочтительном случае устанавливается в эксплуатационной колонне 4 на глубине выше притока углеводородов в скважину из содержащего углеводороды пласта Р с самой мелкой глубиной залегания. Как будет ясно из последующего описания, условием остановки скважины является, в частности, применимость этого в способе анализа в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. Приведенный выше термин остановка означает установку заглушки на ствол нефтяной или газовой скважины так, чтобы она не выдавала никакого жидкого или газообразного продукта. Скважинный датчик давления РТ обменивается данными с системой сбора данных 6 (фиг. 1) через проводную линию или другой канал связи (не показаны на чертеже фиг. 2), проложенные в эксплуатационной колонне 4.

Как указывалось выше, в эксплуатационной колонне 4 могут быть установлены дополнительные датчики в соответствии с целями одного из вариантов осуществления настоящего изобретения, например, как показано на чертеже фиг. 2. Скважинные датчики давления и температуры, соответственно, \УРТ и \УТТ. устанавливаются внутри устья скважины 9 или на его выходах (как показано на схеме фиг. 2). Кроме того, на устье 9 или вблизи него может быть установлен датчик давления в кольцевом пространстве АРТ (Аипи1и8 Ргеккиге Тгаикбисег). На устье скважины 9 могут устанавливаться и другие датчики и измерительные преобразователи, специально предназначенные для скважины Как показано на чертеже фиг. 2, к числу указанных дополнительных датчиков могут относиться индикатор положения штуцерной задвижки СРТ, устанавливаемый на эксплуатационной штуцерной задвижке 7, расположенной в эксплуатационном трубопроводе по ходу технологической цепочки после устья скважины 9; индикатор положения штуцерной задвижки СРТ указывает положение задвижки штуцера 7 и, следовательно, степени, с которой открыт путь флюиду в эксплуатационном трубопроводе скважины Датчики давления и другие датчики (не показаны) могут также устанавливаться по ходу технологической цепочки после устья скважины 9, например, после эксплуатационной штуцерной задвижки 7 - показан датчик давления ЭСРТ, или на расположенном далее манифольде, который объединяет выходы нескольких скважин Каждый из этих датчиков, показанных на чертеже фиг. 2 для скважины и любые другие датчики, устанавливаемые в скважине, на устье скважины или по ходу технологической цепочки после устья скважины 9 на эксплуатационном трубопроводе, подключаются к системе сбора данных 6 комплекса 2 или другой группы скважин так, чтобы данные измерений можно было собирать и пересылать на серверы 8 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, как будет описано далее и с учетом чертежа фиг. 1.

Как иллюстрируется чертежом фиг. 1, на платформе 2₁ и в центре скважин 5 в этом примере дополнительно установлены датчики расхода РТ (Р1оте Тгаикбисег). Датчики расхода РТ имеют стандартные дизайн и конструкцию, предназначены для измерения дебита флюида - определенной фазы (нефти, газа, воды), и обычно устанавливаются на множестве скважин месторождения. В качестве альтернативы или дополнения, как описано в заявке на патент США № 12/035209, зарегистрированной 21 февраля 2008 г. и принадлежащей одному и тому же правообладателю, на содержимое которой здесь делается ссылка, дебит данной скважины или эксплуатационной колонны можно определить на основе данных от датчиков давления РТ вместе с данными измерений скважинной температуры. В любом случае, как будет описано более подробно ниже, данные о дебите скважин на месторождении используются при анализе скважины и продуктивного пласта в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения.

Вернемся обратно к фиг. 1: в данном примере варианта осуществления настоящего изобретения каждый из комплексов 2₁, 2₂ оборудован соответствующей системы данных 6₁, 6₂. Системы сбора данных 6 представляют собой стандартные системы сбора и обработки данных, предназначенные для развертывания на производственных площадках и управления сбором данных измерений от скважинных датчиков давления РТ, а также от другой измерительной аппаратуры и датчиков со скважин находящихся на

- 5 026278 соответствующем комплексе 2, например датчиков расхода РТ. Система сбора данных 6 также управляет передачей указанных данных измерений на размещенные на берегу серверы 8, в рассматриваемом варианте осуществления настоящего изобретения указанная передача данных осуществляется через обычный беспроводной или проводной канал связи ЬК (Соттишсайопк Ыпк). Кроме того, каждая система сбора данных 6 способна принимать управляющие сигналы от серверов 8 с целью управления сбором данных дополнительных измерений, калибровки датчиков и т.д. Системы сбора данных 6 могут осуществлять элементарную обработку сигналов измеряемых параметров, например, форматирование данных, простановку отметок времени и возможно основную фильтрацию результатов измерений, хотя предпочтительнее, чтобы большое количество операций фильтрации, обнаружения отклонений и их идентификации осуществлялась на серверах 8.

К числу серверов 8 в этом примере относится множество серверов, сосредоточенных в одном месте или распределенных по разным местам. Серверы 8 работают в береговой компьютерной системе, которая принимает данные от множества комплексов 2 на промысле и выполняет анализ данных измерений скважинного давления в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, как будет описано подробно ниже. Серверы 8 могут быть реализованы в виде стандартных серверов или на основе архитектуры вычислительной системы, соответствующей конкретной реализации. В связи с этим серверы 8 могут быть развернуты в виде стандартных серверов или на основе архитектуры вычислительно системы, соответствующей конкретной реализации. Например, серверы 8 могут устанавливаться в большем центре хранения и обработки данных или, в альтернативном случае, как часть распределенной архитектуры - вблизи промысла, и интегрированы в распределенную компьютерную сеть. Для целей описания далее термин серверы 8 относится к компьютерной системе, выполняющей функции в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, реализованной в виде одного сервера, или в виде описываемой здесь распределенной архитектуры с множеством серверов. Также в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения к серверам 8 через стандартную локальную вычислительную сеть или через глобальную сеть подключены для обмена данными один или несколько терминалов доступа КА (Лссс55 ТсгпйпаК). которые предоставляют инженерам-эксплуатационникам доступ к данным измерений, поступающим от датчиков давления РТ, передаваемых на сервер 8 и сохраняемых на нем. Кроме того, как будет ясно из последующего описания, предполагается, что серверы 8 имеют возможность уведомлять инженеров-эксплуатационников об определенных событиях, обнаруживаемых на одном или нескольких датчиках давления РТ, и собирать данные измерений, связанных с такими событиями. Указанный обмен данными в соответствии с данным изобретением предоставляет важные преимущества, заключающиеся в том, что на инженеровэксплуатационников не обрушивается огромная масса данных, и они могут больше уделять внимание данным измерений на эксплуатационных колоннах 4 отдельных скважин, которые собираются в связи с важными событиями, с точки зрения определения характеристик скважины, промысла и их анализа.

Несмотря на то, что реализация данного варианта осуществления настоящего изобретения, иллюстрируемого фиг. 1, описанного по отношению к условиям морского промысла, специалисту в данной области техники, ознакомившемуся с настоящим описанием, легко понять, что настоящее изобретение также применимо к управлению наземными промыслами по добыче углеводородов и отдельными скважинами и группами скважин при такой наземной добыче углеводородов Конечно, в условиях добычи нефти и газа на наземном месторождении скважины и соответствующие эксплуатационные колонны не размещаются на платформе. Эксплуатационная колонна как таковая может быть оснащена своей собственной системой сбора данных 6 для передачи данных измерений с ее датчиков на сервер 8; или в альтернативном варианте, система сбора данных может быть развернута вблизи множества скважин на месторождении, и как таковая, может управлять передачей данных измерений с указанного множества скважин таким же способом, как системы сбора данных 6, расположенные на платформах с фиг. 1.

Чертеж фиг. 3 иллюстрирует пример конструкции и архитектуры сервера 8а в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. Структура сервера 8а, представленная на чертеже фиг. 3, дана лишь для примера, поэтому следует понимать, что конкретная архитектура сервера 8а может сильно отличаться от показанной на чертеже фиг. 3 в зависимости от доступной технологии и конкретных требований к заданной конфигурации. Действительно, для реализации сервера 8а может использоваться любая стандартная архитектура сервера с вычислительной мощностью и объемом памяти, соответствующими объему и периодичности измерений, выполняемых в случае реализации данного предпочтительного вариантах осуществления настоящего изобретения. Структура сервера 8а, представленная на чертеже фиг. 3, как таковая, имеет относительно общий характер и предназначена просто для иллюстрации основных компонентов в соответствии с одним вариантом компоновки.

В этом примере коммуникационный интерфейс 10 сервера 8а представляет собой канал обмена данными с системами сбора данных 6 на платформах 2. Коммуникационный интерфейс 10 разработан в соответствии с особой технологией, используемой для указанного обмена данными, и может например, содержать высокочастотный приемопередатчик, предназначенный для беспроводной связи, и соответствующую схему обработки пакетов, а также схему модуляции/демодуляции как для проводной, так и беспроводной связи. Коммуникационный интерфейс 10 подключен к шине ВИ8 на сервере 8а стандартным

- 6 026278 образом, так, чтобы данные измерений, полученные от системы сбора данных 6 могли быть сохранены в базе данных 12 (реализованной на основе стандартного дискового накопителя или другого запоминающего устройства большой емкости, стандартного оперативного запоминающего устройства и другой энергозависимой памяти для хранения промежуточных результатов и других данных) под управлением центрального устройства обработки данных 15 или с прямым доступом к памяти. Центральное устройство обработки данных 15 на чертеже фиг. 3 относится к структурам обработки данных сервера 8а и, как таковое, может быть реализовано в виде одного или нескольких ядер центрального устройства обработки данных, схемы совместной обработки данных и других схем на сервере 8а, исполняемого программного обеспечения, хранящегося в программной памяти 14 или доступного через сетевой интерфейс 16 (например, если оно предназначено для исполнения веб-приложений или других удаленных приложений). Программная память 14 может быть также реализована стандартны образом на основе запоминающего устройства большой емкости или оперативного запоминающего устройства, может быть объединена с базой данных 12 на одном и том же физическом носителе и находиться в одном и том же адресном пространстве памяти в зависимости от архитектуры сервера 8а. Сервер 8а доступен для удаленных терминалов доступа КА через сетевой интерфейс 16, причем удаленные терминалы доступа КА подключены к локальной вычислительной сети или к глобальной сети, например к Интернету, или к обеим одновременно, как показано на чертеже фиг. 3). Кроме того, в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения сервер 8а обменивается данными с другим сервером 8Ь через сетевой интерфейс 16, локальную вычислительную сеть или глобальную сеть, например Интернет. Сервер 8Ь может иметь структуру, сходную со структурой сервера 8а, описанного выше, или может быть разработан на базе другой стандартной серверной архитектуры, известной в данной области техники; в любом случае, предполагается, что сервер 8Ь содержит центральное устройство обработки данных или другую программируемую логику или процессор, а также программную память или другое средство хранения и ввода программных команд, в соответствии с которыми осуществляется управление его работой. Серверы 8а, 8Ь могут быть разработаны так, чтобы могли работать с различными программными компонентами друг друга, создавая, таким образом, распределенную архитектуру аппаратного и программного обеспечения. Как упоминалось выше и должно быть понятно специалисту в данной области техники из данного описания, серверы 8а, 8Ь могут быть реализованы многими различными способами на основе различных архитектур, включая централизованную и распределенную, как показано на чертеже фиг. 3 и описано выше. Например, различные функции серверов 8а, 8Ь, описанные в данном документе, могут выполняться на множестве серверов или компьютеров, находящихся в одном и том же месте или в разных местах, например на нескольких серверах или в компьютерах, соединенных друг с другом, в частности в виде нескольких серверов или компьютеров, соединенных друг с другом через локальную вычислительную сеть ΕΑΝ (Ьоеа1 Агеа №1\уогк) или глобальную вычислительную сеть ΑΑΝ (АИе-Агеа №1уогк).

Чертеж фиг. 4 иллюстрирует пример архитектуры программного обеспечения, устанавливаемого на серверах 8а, 8Ь в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. В соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения на серверах 8 постоянно находятся различные программные модули 20, 22, 23 24, например, в программной памяти 14 или где-то в локальной или глобальной вычислительной сети, и обмен данными с ними осуществляется с помощью данных, закодированных в виде электромагнитных сигналов. Каждый из программных модулей 20, 22, 23, 24 соответствует компьютерным подпрограммам или программам, исполняемым сервером 8, в частности центральным устройством обработки данных 15, с целью выполнения одной или более функций, описанных ниже. Конечно, предполагается, что для выполнения анализа и функций управления, если необходимо, могут быть предусмотрены и другие программные модули и программы, исполняемые серверами 8. Кроме того, предполагается, что конкретная архитектура программного обеспечения, иллюстрируемая чертежом фиг. 4 и описываемая в настоящем документе, представлен лишь для примера, и может быть предложено множество альтернативных подходов и архитектур программного обеспечения, пригодных для выполнения автоматизированного анализа в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения. Такие альтернативные подходы и изменения в архитектуре, представленной на чертеже фиг. 4 будут понятны специалисту в данной области, который ознакомится с данным описанием. Для примера, один модуль данной архитектуры может находиться на одном физическом компьютере и исполняться им же, тогда как другой такой модуль может находиться на другом физическом компьютере в том же месте и исполняться им же или в другом физическом местоположении, при этом несколько компьютеров соединяются друг с другом и работают совместно через вычислительную сеть ΕΑΝ или ΑΑΝ.

В этом примере главная подпрограмма 20 с фиг. 4 означает главную компьютерную программу или модуль, которые при исполнении обеспечивают функциональность управления регулирования, необходимую для выполнения автоматизированного анализа в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. Как очевидно из чертежа фиг. 4, главная подпрограмма 20 управляет считыванием данных из хранилища данных в базе данных 12, а также передачей данных в базу данных 12 и другие программные модули данной архитектуры. Кроме того, предполагается, что главная подпрограм- 7 026278 ма 20 реагирует на управляющие входные сигналы пользователя или оператора системы с целью выполнения соответствующих функций. В этом отношении предполагается, что главная подпрограмма 20 будет постоянно и непрерывно исполняться на сервере 8, выдавая данные в базу данных 12 и считывая данные из нее во время сбора данных и в ответ на сбор данных измерений давления и температуры со скважин А. Кроме того, непрерывная работа главной подпрограммы 20 позволяет генерировать и передавать сигналы тревоги для пользователей (через соответствующие удаленные терминалы анализа КА (Аиа1у515 Тегт1иа1), когда на основе указанных данных измерений формулируются события способом, описываемым ниже. В соответствии с данным вариантов осуществления настоящего изобретения пользователями являются люди. Однако предполагается, что пользователями могут быть также компьютеры или другие устройства, способные принимать, анализировать и принимать решение или план действий, которые затем передаются или другим способом вводятся в систему. Главная подпрограмма 20, кроме передачи сигналов тревоги на удаленные терминалы анализа КА, также способна принимать входные сигналы от указанных удаленных терминалов анализа КА, например принимать входные сигналы от пользователя-человека способом, при котором работа главной подпрограммы 20 и анализ пластового давления выполняются в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

Архитектура программного обеспечения серверов 8 в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения также содержит модуль моделирования скважины 22. Модуль моделирования скважины 22 - это модуль, который вызывается или другим способом реализуется главной программой 20 с целью получения данных от датчиков, хранящихся в базе данных 12 и считываемых главной подпрограммой 20. Указанные данные от датчиков в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения включают в себя данные, соответствующие измерениям, выполняемым датчиком давления РТ в выбранной эксплуатационной колонне 4, а также измерениям других параметров, таким как давление и температура на устье скважины, положение штуцера и т.д., необходимым для анализа пластового давления и другим видам анализа, выполняемым серверами 8. Модуль моделирования скважины 22 содержит соответствующие компьютерные программные команды и подпрограммы, предназначенные для обработки указанных данных с датчиков, считанных из базы данных 12 способом, описанным более подробно ниже. На основе указанной обработки модуль моделирования скважины 22 выдает индикатор текущего рабочего режима конкретной скважины, соответствующий переданным и обработанным результатам измерения скважинного давления, как будет более подробно описано ниже. Используемый здесь термин рабочий режим относится к режиму эксплуатации скважины. В одном из аспектов настоящего изобретения примеры обсуждаемых здесь рабочих режимов включают в себя режим добычи и режим остановки скважины (отсутствие добычи). Внутри категории режима добычи может быть несколько подкатегорий, например, стабильная фаза и/или установившийся режим, нестабильная фаза и/или установившийся режим, неизвестная фаза и/или неизвестный режим (открытая скважина, но нет данных, доступных для обработки), и фаза и/или режим открытой скважина, но, например, при отсутствии потока. Внутри подкатегории нестабильной фазы и/или неустановившегося режима могут быть также подкатегории неустановившейся фазы и/или неустановившегося режима пуска, неустановившейся фазы и/или неустановившегося режима остановки скважины и фазы, известной как перемежающийся поток. Несмотря на то, что указанные режимы работы приведены только для примера, конечно, предполагается, что к числу рабочих режимов, при необходимости, могут быть отнесены и другие режимы. Как будет ясно из последующего описания, в модуле моделирования скважины 22 результаты анализа пластового давления используются совместно с его функцией моделирования скважины, при этом они могут быть проверены и изменены пользователем; заключительные результаты передаются модулем моделирования скважины 22 в главную подпрограмму 20 для сохранения надлежащим образом в базе данных 12, что будет дополнительно описано ниже. В совместно поданной и принадлежащей одному и тому же правообладателю заявке на патент США № 12/035209, на содержимое которой здесь делается ссылка, описывается пример структуры, функций и работы подсистемы моделирования скважины 22.

Главная подпрограмма 20 также способна вызвать или реализовать модуль анализа пластового давления 24 и передать данные из базы данных 12 в указанный модуль анализа пластового давления 24. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, как будет описано ниже, данные, переданные в модуль анализа пластового давления 24, соответствуют данным измерений, сохраненным в базе данных 12, из которой модуль анализа пластового давления 24 считывает результаты анализа пластового давления для расчета корреляции путем моделирования скважины с помощью модуля моделирования скважины 22 и передает, при необходимости, эти данные пользователю.

Архитектура программного обеспечения серверов 8 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения включает в себя модуль-диспетчер 23, который взаимодействует с главной подпрограммой 20 с целью управления ее вызовом и создания экземпляра модуля моделирования скважины 22 и модуля анализа пластового давления 24, а также осуществляет доступ к базе данных 12 с учетом наличия множества скважин на данном промысле. Фактически, модуль-диспетчер 23 представляет собой планировщик множества анализов, которые выполняются на серверах 8 для данных промысла или промыслов. Указанные компьютерные программы и алгоритмы планирования, предназначенные для

- 8 026278 управления многочисленными экземплярами процессов и их планирования, известны в данной области техники, поэтому предполагается, что специалист в данной области техники, ознакомившийся с данным описанием, будет в состоянии реализовать модуль-диспетчер 23 в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, используя стандартные методы и без излишних экспериментов.

Работа системы, представленной на фиг. 1, и, в частности, работа серверов 8, как описано выше со ссылкой на фиг. 3 и 4, в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения теперь будет описано более подробно со ссылкой на блок-схему алгоритма, представленную на фиг. 5. Эта работа описана лишь для примера, учитывая, что возможны изменения в архитектуре аппаратного и программного обеспечения упомянутых выше серверов 8. Однако предполагается, что данный вариант осуществления настоящего изобретения будет особенно полезен при автоматизированном анализе огромного объема данных о скважинах, собираемых с современных промыслов, что и будет сейчас описано.

В процессе 30 данные измерений скважинного давления, выполняемых скважинными датчиками давления РТ, а также устьевых температуры и давления, выполняемых, соответственно, устьевыми датчиками температуры \УТТ и устьевыми датчиками давления \УРТ. собираются системами сбора данных 6 и передаются на серверы 8 (например, сервер 8а). В соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения данные измерений, собранные в процессе сбора данных 30, могут также включать в себя результаты измерений давления и температуры до и после устьевой регулирующей задвижки (задвижек) по ходу технологической цепочки, позиций одной или нескольких устьевых и эксплуатационных регулирующих задвижек, свойств проб флюида, данных измерений от датчиков расхода РТ и т.п. В процессе 32 серверы 8 сохраняют данные, соответствующие указанным измерениям, в базе данных 12 под управлением главной подпрограммы 20 (фиг. 4). Конечно, не все из указанных измерений будут доступны с каждой скважины или все время. Кроме того, предполагается, что интервалы времени между моментами считывания данных измерений будут меняться от измерения к измерению.

В этом отношении указанные данные измерений могут собираться и отправляться в реальном масштабе времени (например, с частотой приблизительно такой же, как данные измерений считываются из скважины (например, с частотой порядка одного отсчета в секунду), или собираться системами сбора данных 6 и отправляется в пакетном режиме на серверы 8 в зависимости от исполнения и имеющихся технологий связи. Предполагается, что сбор этих данных системами сбора данных 6 и отправка их на серверы 8 будет производиться относительно часто, но не обязательно с частотой измерений. Например, в настоящее время скважинные и устьевые датчики собирают данные измерений с частотой один раз в секунду. Предполагается, что системы сбора данных 6 будут получать и обрабатывать указанные данные измерений по данной скважине с некоторыми временными интервалами и, следовательно, периодически отправлять указанные обработанные данные измерений с указанными интервалами на серверы 8. Например, предполагается, что отправка собранных данных на сервер 8 может происходить приблизительно несколько раз в минуту (например, каждые пятнадцать секунд). В предпочтительном случае конкретная частота, с которой происходит отправка, задается пользователем путем ввода соответствующего значения.

В процессе 34 главная подпрограмма 20 вызывает модуль моделирования скважины 22 для обработки результатов измерений для данной скважины промысла, а также любых измерений температуры, расхода и давления на устье или внутри скважины. Для скважины которая является добывающей скважиной, предпочтительно, чтобы указанные данные измерений давления были получены от скважинных датчиков давления РТ (как показано на фиг. 1), а не от устьевых датчиков давления. Однако было обнаружено, что в случае нагнетательной скважины для определения пластового давления могут выполняться измерения и устьевого, и скважинного давления, и т. д. Поэтому предполагается, что тип собираемых данных измерений давления может зависеть от рабочего состояния скважины Несмотря на то, что последующее описание относится к измерениям скважинного давления, выполняемым на добывающей скважине все-таки следует понимать, что в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения оно также применимо и к нагнетательным скважинам, в случае которых выполняются измерения устьевого давления.

В процессе 34 модуль моделирования скважины 22 использует указанные данные измерений в одной или нескольких существовавших тогда моделях скважины, чтобы определить текущий рабочий режим скважины и, следовательно, по указанным принятым данным определить в блоке принятия решения 35, произошло ли изменение рабочего режима. На фиг. 6 иллюстрируется с дополнительными подробностями выполнение процесса 34 в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения. Как упомянуто выше, предполагается, что указанные операции выполняются модулем моделирования скважины 22 в программе с архитектурой, описанной выше со ссылкой на фиг. 4, и реализованной в серверах 8 с чертежа фиг. 3. В этом примере процесс 34 начинается с процесса 50, в котором данные измерений давления принимаются модулем моделирования скважины 22 в течение последнего интересующего периода времени для скважины В предпочтительном случае данные измерений давления являются данными измерений скважинного давления от скважинных датчиков давления РТ уста- 9 026278 новленных на добывающей скважине V, как описано выше. Как отмечено выше, если скважина V, является нагнетательной скважиной, используемой при известных вторичных методах добычи нефти, то в процессе 50 могут быть приняты данные измерений скважинного или устьевого давления. Другие данные измерений, например данные о скважинной температуре, могут быть также приняты в процессе 50, если это необходимо, чтобы определить текущее рабочее состояние скважины V в процессе 54, как будет далее описано. В общем случае, данные измерений, используемые при указанном способе определения рабочего состояния, включают в себя данные о положении штуцерной задвижки 7 и других клапанов на устье скважины 9, а также об изменениях с течением времени результатов измерений давления и температуры в скважине V.

Теперь рассмотрим выполнение процесса 54 в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения и в связи с чертежом фиг. 7. В примере на фиг. 7 иллюстрируются пять рабочих состояний с 81 по 85 скважины V вместе с условиями, которые могут вызвать переход из одного состояния в другое. Установившееся состояние остановки 81 соответствует скважине V), через которую не проходит никаких потоков, тогда как установившееся состояние добычи (или нагнетания) 82 соответствует состоянию, в котором через скважину V проходит относительно стационарный поток флюида. Установившиеся состояния 81, 82 могут быть первоначально обнаружены в данном процессе 54 на основе данных о положении штуцерной задвижки 7 или других клапанов на эксплуатационном трубопроводе скважины V если будет установлено, что любой один из этих клапанов находится в закрытом положении, то обнаруживается установившееся состояние остановки 81, которое обуславливается отсутствием потока. Наоборот, если штуцерная задвижка 7 и все другие клапаны в эксплуатационном трубопроводе открыты, в сочетании с обнаруженными изменениями температуры или давления, согласующимися с открытым штуцером 7, через который в данный момент проходит поток, может быть введено установившееся состояние добычи 82. Как очевидно из чертежа фиг. 7, установившееся состояние добычи 82 может быть также применено к скважине V, используемой как нагнетательная скважина; отличие между установившимися состояниями добычи и нагнетания основаны на идентифицирующих данных, введенных заранее для скважины V в базу данных 12.

Неустановившееся состояние пуска 83 соответствует состоянию скважины V), когда она осуществляет переход от установившегося состояния остановки 81 к установившемуся состоянию добычи 82. В соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения неустановившееся состояние пуска 83 обнаруживается в процессе 54 на основе расчетов согласно прогностической модели скважины под управлением модуля моделирования скважины 22 на основе использования результатов измерений давления и температуры на скважине V в одной или нескольких прогностических моделей. Способ, с помощью которого указанные модели скважины позволяют получать информацию о дебите и фазах, будет подробно описан ниже. Кроме того, в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения изменение указанных результатов измерений температуры и давления с течением времени может указывать на наличие потока флюида через скважину V Таким образом, обнаружение возрастающего дебита скважины по изменениям указанных результатов измерений давления и температуры вызывает переход рабочего состояния скважины V из установившегося состояния остановки 81 в неустановившееся состояние пуска 83, что обнаруживается в процессе 54. Аналогичным образом, на основе результатов измерений давления и температуры, введенных в одну или несколько прогностических моделей для скважины V и показывающих, что в последнее время ненулевой поток существует, но, по существу не меняется, происходит переход из неустановившегося состояния пуска 83 в установившееся состояние добычи 82, что обнаруживается в процессе 54.

Наоборот, переход из установившегося состояния добычи 82 в неустановившееся состояние процесса закрытия 84 может быть обнаружен в процессе 54 по результатам измерений давления и температуры для скважины V, показывающим с помощью одной или нескольких предикативных моделей скважины, что за последний период поток флюида через скважину V уменьшается. Если эти результаты измерений давления и температуры и модели скважины указывают на полное отсутствие потока через скважину V (несмотря на то, что все клапаны открыты), то в процесс 54 может быть обнаружен переход непосредственно из установившегося состояния добычи 82 в установившееся состояние остановки 81. Данное условие может существовать, если в каком-то месте ствола скважины V или ее эксплуатационного трубопровода возникла закупорка. Наконец, переход из неустановившегося состояния процесса закрытия 84 в установившееся состояние остановки 81 обнаруживается в процессе 54 или по результатам измерений давления и температуры, указывающим на отсутствие потока через скважину V или благодаря обнаружению закрытия, по крайней мере, одного клапана эксплуатационного трубопровода. Наоборот, если дебит стабилизируется, хотя бы на более низком уровне, чем ранее, как показывают результаты измерений давления и температуры, контролируемые в течение некоторого времени в процессе 54, то может быть обнаружен переход обратно в установившееся состояние добычи 82. Переходы непосредственно между неустановившимся состоянием процесса пуска 83 и установившимся состоянием процесса остановки 84 и обратно также могут быть обнаружены, если клапан повторно закрывается, повторно открывается или регулируется другим способом во время события перехода.

Наконец, условия нестабильного или анормального потока, которые могут быть также обнаружены

- 10 026278 в ходе выполнения процесса 54, в котором рабочее состояние или режим скважины обнаруживается в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. Как известно в данной области техники, термин перемежающийся поток относится к состоянию скважины, при котором добыча флюида становится нестабильной в том смысле, что фазы флюида обособляются в перемежающиеся скопления газа и жидкости, добываемые с разным дебитом, что приводит к турбулентности потока в стволе скважины. Указанный перемежающийся поток свидетельствует о скачках давления и температуры, при которых данные измерений давления на устье скважины и в стволе скважины изменяются разнонаправлено. Перемежающийся поток может привести к скачкам давления в соседних скважинах на месторождении, которые работают с одними и теми же продуктивными пластами. Чертеж фиг. 7 иллюстрирует состояние перемежающегося потока 85, которое может быть обнаружено в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения из-за разнонаправленного поведения результатов измерений устьевого и скважинного давлений; при этом переход из состояния перемежающегося потока 85 обратно в установившееся состояние добычи 82, конечно, обнаруживается благодаря возврату к правильному соотношению устьевого и скважинного давлений.

Таким образом, рабочее состояние данной скважины обнаруживается автоматизированным способом на основании сигналов о положении клапанов, а также результатов измерений скважинного и/или устьевого давления и температуры на данной скважине Х_р Рабочее состояние скважины X сохраняется после завершения процесса 54, и далее управление передается в блок принятия решения 56.

После определения текущего рабочего режима скважины X, в процессе 54 модуль моделирования скважины 22 восполняет процесс 56 для считывания данных о предыдущем рабочем режиме скважины X.,, предпочтительно как определенного последним в одной или нескольких предыдущих итераций процесса 54. Указанные рабочие режимы, в том числе текущий рабочий режим и по крайней мере один предыдущий рабочий режим скважины являются результатами процесса 34.

Обратимся снова к чертежу фиг. 5: после выполнения процесса 34 модуль моделирования скважины 22 переходит к блоку принятия решения 35, где определяется, обнаружено ли изменение текущего рабочего режима скважины Х^ сигнализирующее о резком изменении дебита. Конечно, основным примером такого резкого изменения дебита, определяемого в блоке принятия решения 35, является переход в состояние остановки 81, вследствие чего выполняется анализ методом кривых восстановления давления. К числу других резких изменений дебита, которые могут использоваться при определении пластового давления в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения и, следовательно, могут быть обнаружены в блоке принятия решения 35, относятся процесс частичного закрытия скважины X.,, возникновение потока продукта (например, при анализе методом кривых восстановления давления -испытание понижением давления) и т.д. Если такого резкого изменения дебита не обнаружено (ответ НЕТ в блоке принятия решения 35), то модуль моделирования скважины 22 возвращает управление обратно процессу 30 для ожидания приема новых данных по шахте X или по другой шахте, если модуль моделирования скважины 22 работает скорее в последовательном режиме, чем в параллельном режиме. В противном случае, если модуль моделирования скважины 22 идентифицирует переход рабочего режима скважины Х_^ в состояние остановки или другой тип резкого изменения дебита (ответ ДА в блоке принятия решения 35), управление передается процессу 37, с помощью которого модуль моделирования скважины 22 принимает данные дополнительных измерений по скважине и обрабатывает указанные дополнительные данные вместе с ранее принятыми данными измерений, что используется при определении пластового давления способом, описанным ниже.

Чертеж фиг. 6 иллюстрирует в дополнительных подробностях выполнение процесса 37 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. Как показано на этом чертеже после ответа ДА в блоке принятия решения 35 процесс 37 начинается с процесса 60, в котором модуль моделирования скважины 22 считывает данные измерений по скважине X за период времени, начинающийся до приблизительного момента обнаружения изменения рабочего режима скважины Х_Р В аспектах данного изобретения указанный временной период может быть задан, например, в часах, днях или месяцах. В одном варианте осуществления настоящего изобретения период времени составляет от 1 до 8 ч, в другом варианте осуществления настоящего изобретения период времени составляет от 8 до 16 ч; в следующем варианте осуществления настоящего изобретения период времени составляет от 12 до 48 ч или, например, несколько дней. Данные, считанные в процессе 60, содержат данные измерений скважинного давления с отметками времени (например, для добывающей скважины Х_^) или данные измерений устьевого давления (для скважины Х^ которая может быть или добывающей скважиной или нагнетательной скважиной), и другие данные, желательные или необходимые для анализа, описанного ниже. Указанные данные считываются из базы данных 12 с помощью главной подпрограммы 20 в соответствии с архитектурой чертежа фиг. 4 и передаются в модуль моделирования скважины 22 для анализа.

Затем модуль моделирования скважины 22 выполняет процесс 62 с целью продолжения сбора данных измерений давления по скважине X, в период времени после обнаружения изменения рабочего режима. Этот процесс 62 может выполняться с помощью главного модуля 20 с целью считывания указанных данных измерений уже сохраненных в базе данных 12 за промежуточный период с момента самого изменения рабочего режима скважины Х^ и до момента обнаружения указанного изменения рабочего

- 11 026278 режима серверами 8, и может также включать в себя сбор данных в реальном масштабе времени со скважины ^, если указанное обнаружение происходит достаточно быстро. Указанные новые данные измерений давления продолжают собираться до тех пор, пока не будет выполнено условие прекращения сбора данных, когда или собрано достаточное количество данных измерений давления в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения, или появляется признак того, что применимые данные стали далее недоступны.

Как станет понятно из последующего описания, точное определение пластового давления с помощью анализа методом кривых восстановления давления основано на получении данных о скважинном давлении с момента времени перед изменением состояния (процесс остановки скважины или процесс понижения давления) до момента, когда будет достигнуто установившееся состояние. В случае использования более обычного анализа методом повышения давления скважины, которая закрыта, указанное условие установившегося состояния может быть обнаружено с помощью нескольких индикаторов.

В соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения данные после события собираются в процессе 62 до тех пор, пока не будет обнаружено условие установившегося состояния, например, после выравнивания во времени скорости изменения скважинного давления (например, производная άΡ/άΐ становится равна константе). Чертеж фиг. 8 иллюстрирует пример данного условия на графике с логарифмической шкалой по обеим осям за период времени, следующий за событием остановки скважины, произошедшим в момент времени ίο. График 70 на чертеже фиг. 8 представляет собой кривую наилучшего соответствия для измеренного скважинного давления за данный временной интервал; действительные результаты измерения отмечены символами +. Как известно в данной области техники и очевидно из графика фиг. 8, скважинное давление увеличивается после закрытия штуцера наверху эксплуатационной колонны. График 72 представляет собой кривую наилучшего соответствия для скорости изменения скважинного давления (т.е. производной άΡ/άΐ) за данный период, причем вычисленные значения производной обозначены на фиг. 8 символами *. Условие установившегося состояния, используемое для анализа пластового давления, - это условие, при котором скорость изменения скважинного давления является постоянной. Этот временной период, который равен приблизительно от одного до четырех часов после остановки скважины, в данном примере иллюстрируется на чертеже фиг. 8 областью 74. Использование данных измерений скважинного давления, полученных во время указанного периода установившегося состояния 74, для оценки пластового давления будет описано более подробно далее в настоящем описании.

Обычно критерием прекращения сбора данных для процесса 62 является просто истечение выбранного интервала времени, следующего за изменением рабочего режима, на основе допущения о времени, необходимом для достижения установившегося состояния после указанного изменения,, предпочтительно, исходя из наибольшего расстояния между скважиной и границей зоны дренирования скважин продуктивного пласта. При этом подходе собранные данные измерений скважинного давления анализируются в первый выбранный интервал времени (например, примерно через пятнадцать минут после изменения режима в момент времени ί₀, что показано на чертеже фиг. как момент ΐ₁ 8); если указанное давление не попадает в этот первый интервал под условие установившегося состояния, второй анализ собранных данных измерений скважинного давления для определения, достигнуто ли установившееся состояние, выполняется в более поздний интервал времени (например, примерно через два часа после момента времени ί₀, что на примере чертежа фиг. 8 показано как момент ΐ₂). Предполагается, что указанный момент в который выполняется последний анализ, может быть выбран на основе анализа в момент ΐ₁. Конечно, если работа в установившемся состоянии не обнаруживается в этот более поздний момент времени ΐ₂, то анализ может быть повторен еще в один, более поздний момент времени. Другим примером критерия прекращения сбора данных является обнаружение другого изменения рабочего режима скважины с помощью модуля моделирования скважины 22, на основе данных измерений, полученные в процессе 62. Например, если скважина переходит из состояния добычи в состояние остановки и затем обратно в состояние добычи посредством быстрой последовательности закрытия и затем открытия штуцера, то переход из состояния остановки обратно в состояние добычи приведет к прекращению сбора данных измерений в процессе 62.

После завершения процесса 62 модулем моделирования скважины 22 выполняются операции блока принятия решения 63 с целью определения, достаточно ли собрано данных в период времени, следующий за моментом обнаружения изменения рабочего режима. Если нет (ответ НЕТ в блоке принятия решения 63), что может быть в случае, если скважина снова изменила рабочий режим только на краткий период времени (например, < 1 ч), тогда собранных данных может оказаться недостаточно для анализа пластового давления. Этот недостаток обычно связан с отсутствие достаточного времени для достижения условия установившегося состояния. При этом событии управление передается процедуре нормального сбора данных измерений процесса 30 (фиг. 5).

Затем модуль моделирования скважины 22 выполняет процесс 66 в целях применения стандартной фильтрации шумов и удаления посторонних данных измерений из набора данных, соответствующего периоду времени, содержащему время остановки ΐο, и набора данных измерений в течение рабочего периода установившегося состояния. Как известно в данной области техники посторонними данными счи- 12 026278 таются те данные измерений, которые выходят за статистические границы, например за пределы интервала ±38 в ожидаемом распределении для данных измерений. Указанные данные, отфильтрованные от шумов, сохраняются затем в соответствующей памяти, например, снова в базе данных 12. После этого процесс 37 для текущей скважины V завершается, и управление передается на главную подпрограмму для выполнения процесса 38 (фиг. 5).

В процессе 38 главная подпрограмма 20 вызывает модуль-диспетчер 23, который планирует анализ пластового давления на основе собранных и отфильтрованных данных измерений скважинного давления со скважины V среди других подобных анализов (если они имеются), также выполняемых серверами 8. Если для скважины V выполняется только один анализ, то модуль-диспетчер 23 запускает анализ для этой скважины V, в процессе 40. Если выполняется несколько экземпляров анализа пластового давления, то модуль-диспетчер 23 планирует и координирует порядок выполнения указанного множества анализов, например, в зависимости от приоритета или других предпочтений, для выбора одного из текущих процессов. При данном планировании учитывается расположение скважины V на промысле и относительно других скважин в зависимости от их текущего рабочего состояния.

Затем модуль анализа пластового давления 24 выполняет процесс 40 с целью выполнения анализа на основе данных измерений скважинного давления, хранящихся в данный момент в базе данных 12, вслед за выполнением процесса 37 и т.д. модулем моделирования скважины 22. Этот анализ предназначен для выдачи необработанных данных о пластовом давлении вместе с другими результатами, которые могут быть вычислены на основе указанных данных о скважинном давлении.

В данной области техники известны различные подходы к определению пластового давления, исходя из данных измерений скважинного давления. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения пластовое давление определяется в процессе 40 путем расчета экстраполированного давления Р* на основе прямолинейной экстраполяции давления до времени 1 = 0 на графике суперпозиции. На графике этого типа по оси времени отложена инкапсулированная в нее специальная математическая функция, обеспечивающая прямолинейную экстраполяцию, используемую для вычисления экстраполированного значения Р*. Несколько различных функций может быть инкапсулировано в ось времени графика суперпозиции, например, функция расхода различного типа. Эти функции хорошо известны в данной области техники и опубликованы, среди них в качестве примера можно привести Вамс ЗшуеШаисе (Основные наблюдения) корпорации νοΙΙ ТеЧ §о1и1юи8, 1пс., сведения о котором можно найти на сайте 1и1р:/Лу\у\у.\уе111е515о1ииоп5.сои1/Ва51с8игу. рр8, и Ноте, Мойегп νο11 ТеЧ Апа1у818 (Хорн. Современный анализ испытаний скважин): А Сотри1ег АМей АрргоасЬ, 2й ей. (Ре1го\\ау. 1пс.; 1995) (Автоматизированный подход, 2-е изд., Ре1го\уау, 1пс.; 1995 г.), обе ссылки приведены здесь для справки. В соответствии с указанным подходом экстраполированное пластовое давление Р* представляет собой аппроксимацию, являющуюся строго корректной только для однородного бесконечного пласта, причем эта аппроксимация ограничена в практическом смысле, так как на оценку Р* влияют неоднородности пласта, а также пластовое давление.

В данной области техники известны также различные методы, теоретически дающие более точные оценки пластового давления, чем оценка Р* по таблице Вильсона (^коп 8ргеаЙ8Ьее1). Например, в хорошо известном методе среднего давления Дитца используется коррекция оценки Р* по таблице Вильсона, учитывающая влияние границ пласта, на основе задаваемого пользователем фактора формы. Другие известные подходы включают в себя определение оценки пластового давления Р_го1, которое определяется через выбранный пользователем радиус зоны исследования с центром в точке местоположения скважины и определения отношения средних давлений Р_га1ю как упреждающего отношения радиуса исследовательского давления Р_го1 к значению пластового давления, которое вычисляется в ходе полного анализа методом повышения давления. В соответствии с обработкой данного варианта осуществления настоящего изобретения могут использоваться эти и другие варианты, а также способы определения пластового давления на основе собранных результатов измерений давления. Однако, как будет ясно из последующего описания, поскольку в данном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения используются пользовательские контроль и изменения, относительно простой анализ экстраполяции является предпочтительным начальным подходом к определению пластового давления. В альтернативном варианте изменения экстраполированного значения пластового давления Р*, основанные на методе Таблица Вильсона будут соответствовать изменениям действительного пластового давления, даже если абсолютное значение экстраполированного значения пластового давления Р* неточно отражает действительное пластовое давление.

Обратимся теперь к чертежам фиг. 9А и 9В и рассмотрим способ, с помощью которого модуль анализа пластового давления 24 выполняет процесс 40 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. В соответствии с одним из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения процесс анализа пластового давления 40 начинается со считывания различных параметров управления с целью конфигурирования набора данных, которые необходимо собирать, а также извлекать из уже хранящихся в памяти данных. Некоторые из указанных параметров управления и хранящихся в памяти данных иллюстрируются чертежом фиг. 9А. Одним из таких параметров управления, показанных на чертеже фиг. 9А, является определенный период остановки (минимальная длитель- 13 026278 ность остановки), который должен пройти до того, как можно будет проанализировать динамические свойства. Другой конфигурируемый параметр - это максимальный период анализа, который показан на чертеже фиг. 9А как Максимальный период остановки. Другой конфигурируемый параметр - это период Предшествующий дебит (фиг. 9А), который обозначает диапазон предшествующих данных, соответствующих истории дебитов скважины которые следует считать из базы данных 12 с помощью главного модуля 20 в процессе 80 (фиг. 9В) после обнаружения события остановки скважины. Другим примером конфигурируемого параметра является плотность (частота точек данных) предыдущих данных по дебитам, полученных в процессе 80; как предложено на чертеже фиг. 9А, одним из подходов к указанной конфигурации является выбор между указанными низкой и высокой плотностями, поэтому, данные с большей плотностью могут быть собраны за данный период времени непосредственно перед событием остановки скважины и во время самого события остановки скважины (например, длительностью около часа для данных высокой плотности), по сравнению с низкой плотностью, с которой предыдущие данные о дебитах собирались за периоды времени до остановки скважины.

В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения исторические данные по дебитам скважины, считываемые в процессе 80, могут поступать из множества различных источников. В данном примере указанная история соответствует временным рядам данных о предыдущих значениях дебита и фазах, вычисленных с помощью применимой модели для скважины за недавний период времени. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения данные о потоках и фазах включают в себя данные о дебитах и в определенных случаях о составе фаз или флюидов, добываемых из скважины вычисленные на основе значений скважинного давления, устьевой температуры и других измеренных параметров, которые были использованы в одной или нескольких прогностических моделях для скважин способом, описанным в совместной заявке на патент США № 12/035209, принадлежащей одному и тому же правообладателю, на содержимое которой здесь делается ссылка. Другие источники исторических данных о дебитах скважины могут содержать исторические данные, собранные во время стандартных испытаний скважин, например выполненных во время периодов понижения давления перед текущей остановкой скважины, такие как дата и время, дебиты флюида (нефть, вода) и/или газа и, возможно, устьевые температура и давление, а также температура и давление в сепараторе. Кроме того, в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, как будет описано более подробно ниже, данные, собранные в процессе 80, могут также включать в себя сведения о датах и длительностях периодов остановок скважины (например, данные о простоях скважины ^). Данные о простоях полезны при корректировке исторических данных по дебитам скважины с целью улучшения общей точности определения пластового давления в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

Указанная история данных о дебитах и фазах скважины в предпочтительном случае содержит данные о дебитах и фазах, полученные за период времени, основанный на параметре, соответствующем наибольшему расстоянию между скважиной и границей зоны дренирования скважин данного месторождения. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения первоначальное определение пластового давления основано на хорошо известном предположении о радиальном потоке в вертикальную скважину из бесконечного однородного пласта. При этом предположении переходная характеристика на остановленной шахте отражает предыдущие изменения давления, возникшие из-за предыдущих изменений дебита скважины; при бесконечном пласте данные об указанных переходных процессах, связанных со всеми предыдущими изменениями дебита за весь период эксплуатации скважины остаются в системе. Конечно, реальные пласты на самом деле не являются бесконечными и, поэтому в них желательно и необходимо учитывать только те изменения давления из-за изменения дебита, которые еще продолжают действовать на зону дренирования остановленной шахты. В связи с этим, как известно в данной области техники, период времени, обозначаемый как время до псевдоустановившегося состояния Т_р888, рассчитывается, исходя из выбранного радиуса зоны исследования. Таким образом, необходимые исторические данные о дебитах, собранные в процессе 80, относятся к указанному времени Т_р8Ж, которое можно оценить для скважины используя известные методы.

В процессе 82 модуль моделирования скважины 22 выполняет различные расчеты по моделированию скважины так, чтобы они не зависели от пластового давления, проницаемости и скин-факторов, которые будут учтены позже в процессе 40. Указанные расчеты основаны на данных датчиков скважины полученных главной подпрограммой 20, а также на различных параметрах конфигурации скважины, и использования известных пакетов моделирования скважин, таких как программа моделирования ΡΚΌ8ΡΕΚ компании Ре1то1еит Е.хрегй МТ. примерами такого известного программного обеспечения для моделирования, которое может использоваться, являются программа моделирования ΡΙΡΕ8ΙΜ компании ЗсЫитЬетдег, программа моделирования ^ЕЬЕРЬО^ компании НаШЬийои и другие программы моделирования, имеющиеся на рынке или известные специалистам в данной области техники. Расчеты процесса 82 могут выполняться параллельно с другими расчетами 40, насколько это практически целесообразно. В итоге, процесс 82 выполняет указанные расчеты, которые используются при вычислении производных давления и при вычислении предварительных значений дебита, используемых в качестве входных значений для функции суперпозиции, что будет описано ниже.

- 14 026278

В процессе 84 модуль анализа пластового давления 24 определяет точное время начала изменения режима (например, время остановки скважины), используя данные измерений скважинного давления, полученные в процессах 60, 62. Как известно в данной области техники, для того, чтобы остановить скважину, требуется определенный период времени, прежде всего, потому, что штуцерная задвижка скважины не может быть закрыта мгновенно, что означает, что из скважины будет выдаваться некоторое дополнительное количество флюида во время перехода из проточного состояния в состояние повышения давления в процессе остановки скважины. Как упоминалось выше и будет понятно из последующего описания, в одном из подходов к определению пластового давления предполагается поступление радиального потока в вертикальную скважину из бесконечного равномерного пласта. Точное определение указанного радиального потока требует знания указанного дополнительного расхода и его расчета за период перехода в состояние остановки скважины. Следовательно, желательно определить точный момент времени, в который анализируемая скважина полностью останавливается.

В соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения процесс 84 определяет указанный точный момент времени, в который скважина полностью останавливается, путем анализа данных измерений скважинного давления, переданных в него главной подпрограммой 20 и соответствующих данным измерений скважинного давления, полученным до и после момента времени, в который изменение рабочего состояния скважины было обнаружено (который является иногда несколько приблизительным, что обусловлено периодичностью, с которой указанный анализ выполняется). Этот процесс определения основан на предположении, что производная по времени скважинного давления является относительно постоянной перед остановкой скважины и изменяется со временем после полной остановки. На основе этого предположения процесс 84 в соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения выявляет первый момент времени, в который указанная производная начинает изменяться в зависимости от времени и возвращает этот момент времени в качестве времени остановки. Как известно в данной области техники, указанный момент времени определяется временем, в которое указанное скважинное давление начинает возрастать, после которого скорость этого возрастания немедленно падает. Давление и другие измеренные данные в моменты времени перед определенным таким образом временем остановки рассматриваются как показатели неустановившегося режима в процессе остановки скважины.

Пример определения времени остановки скважины в процессе 84 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения иллюстрируется чертежом фиг. 10. На этом чертеже точки данных измерений скважинного давления 71 (в качестве примера которых указана точка данных 71,) показаны на графике в виде функции времени, причем время является часовым временем в момент или вблизи момента времени, при котором обнаруживается изменение рабочего состояния скважины. Эти точки данных измерений скважинного давления 71, считываемые из базы данных 12 с помощью главной подпрограммы 20, соответствуют данным измерений, собранным в период от времени перед предполагаемым временем остановки, показанным на чертеже фиг. 10 как время ί-, и продолжающийся после предполагаемого времени остановки до времени ί+ на чертеже фиг. 10. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения к указанным данным применяется метод линейной регрессии или другой известный алгоритм аппроксимации кривой, с использованием общепринятых методов численного анализа, известных в данной области техники, при этом вычисляются производные по времени для каждой из некоторого числа выбранных точек, например, в каждый момент времени, для которого имеется результат измерения, начиная с ранней точки во время 1-. Требуется по крайней мере две точки, чтобы рассчитать производную в заданной точке, хотя предпочтительнее больше точек (например, восемь точек) из-за наличия шумов, характерных для процедуры вычисления производной.

В данном примере чертежа фиг. 10, линейная регрессия 73 эффективно применяется к точкам данных 71, начиная с раннего момента времени 1-. тогда как линейная регрессия 75 применяется к более поздним моментам времени, вплоть до времени ί+. Время ίο соответствует моменту времени, в котором нас интересует экстраполяция регрессий 73, 75. Указанные конкретные регрессии 73, 75 могут быть выбраны путем анализа наклона левой и правой ветвей линейной регрессии в каждой точке измерения, чтобы определить максимальный дифференциал такого наклона. В этом примере время 1₀ - это точный результат в виде времени остановки, возвращаемый процессом 84. После определения и возврата времени остановки 1₀, процесс 84 в предпочтительном случае также возвращает значение давления ΌΡ₀, связанное с указанным временем остановки ί₀; при этом указанное давление ΌΡ₀ может быть или действительным результатом измерения, снятым в данное время, или интерполированным значением, в зависимости от того, соответствует ли время 1₀ действительной точке измерения, и от характера фильтрация данных, применяемой к данным измерений.

Когда в процессе 84 получено точное время остановки, процесс 40 продолжает оценку истории данных по дебиту скважины ^, которая может быть откорректирована в отношении времени периодов простоя и других переходных событий в течение последних операций, выполняемых модулем анализа пластового пласта 24 в процессе 86. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения история данных по дебиту скважины оценивается на основе данных, собранных из источников данных испытаний продуктивности скважин, таких как результаты определения дебитов и фаз

- 15 026278 на основе скважинного давления и т. п., или история испытаний скважины и данные о простоях скважины, т.е. всех данных, собранных в процессе 80. Чертежи фиг. 11А-11С графически иллюстрируют работу модуля анализа пластового давления 24 при выполнении процесса 86 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. Конечно, модуль анализа пластового давления 24 будет выполнять процесс 86 путем выполнения последовательности команд в подпрограмме; при этом предполагается, что специалист в данной области технике, ознакомившись с настоящим описанием, сможет легко применить такую компьютерную подпрограмму без дополнительных экспериментов.

Данные по дебиту скважины, считанные из базы данных 12, обычно в форме дебита для каждой из фаз - газа, нефти или воды в конкретный день и в конкретное время. В примере обычных испытаний с Т1 по Т4 скважины Жу выполняемых относительно нечасто, представленном на чертеже фиг. 11 А, задаются дебиты (для данной отдельной фазы) с ц по г₄ в соответствующие моменты времени с ί₁ по Ц Для целей процесса 86 модуль анализа пластового давления 24 эффективно экстраполирует каждое из указанных измеренных значений с ц по г₄ вперед по шкале времени до следующего момента времени, в который рассчитывается результат измерения дебита, как показано на чертеже фиг. 11А. Такой подход может использоваться для вычисленных или измеренных значений дебита, как уже упоминалось выше. Если указанные данные измерений дебита (например, дебита по данной фазе) получены от сепаратора, при использовании модели скважины, например РКО8РЕК, то в предпочтительном случае результаты измерений, полученные от указанного сепаратора, преобразуются в соответствующие стандартные рабочие условия, что известно в данной области техники.

После этого определяются указанные периоды времени, в которые скважина Ж( была остановлена или не работала по какой-то другой причине (то есть периоды простоев), и затем для каждого дня максимально возможный дебит (дебит при испытаниях) данной скважины Ж) в данный день корректируется на величину, пропорциональную величине времени простоя Ж, в течение данного дня, как это показано на чертеже фиг. 11В. Если период простоя в истории дебитов идет перед первоначальным испытанием (например, перед временем ί₁ на чертеже фиг. 11В), то уменьшенный дебит распространяется назад до начала периода простоя; наоборот, период простоя после последней испытательной точки распространяется до конца времени простоя). Значение дебита, следующее за соответствующим испытанием, уменьшается в период простоя между точками испытаний (например, значение дебита уменьшается с η для периода простоя между моментами времени ί₁ и ΐ₂). Время простоя, которое распространяется на продленные вперед периоды времени из двух испытаний, отражается в виде уменьшения дебитов от обоих испытаний, как показано на чертеже фиг. 11В для периода простоя, содержащего время ΐ₄. Указанная коррекция приводит к истории дебитов для данной фазы, например, такой, как показано на чертеже фиг. 11В. Точность пластового давления, определяемого в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения, зависит от качества и точности истории дебитов, учитывая, что указанная история дебитов используется для удаления сведений об изменениях данных, связанных с событиями (например, таких, которые вызваны кратковременными периодами остановки скважины) из истории данных по давлению на скважине Ж( и вблизи нее. Соответственно, коррекция таким способом истории дебитов с целью учета указанных периодов простоя значительно улучшает точность значения пластового давления, определяемого в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

Наконец, в процессе 86 история дебитов экстраполируется, в случае необходимости, на заданные первоначальный и заключительный периоды времени производственного цикла скважины, соответственно, Ц, ΐ_Ρ, как показано на чертеже фиг. 11С. Кроме того, дебиты с η по г₄ в предпочтительном случае нормализуются к заключительному дебиту, как показано на чертеже фиг. 11С. Как упомянуто выше, история дебитов, обработанная согласно чертежам фиг. 11А-11С, соответствует истории дебитов одной из возможных фаз (нефть, газ, вода). Истории дебитов аналогичным образом обрабатываются в процессе 86 для других фаз той же самой скважины Ж( за тот же самый период.

После оценки истории дебитов в процессе 86 указанная история дебитов и другие известные параметры скважины Ж( используются в процессе 88 для анализа сегмента псевдорадиального потока при повышении давления после остановки скважины (для случая остановки скважины), на основе которого в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения рассчитываю пластовое давление и другие параметры, касающиеся скважины Жу Предполагается, что перед процессом 88 может быть выполнена дополнительная обработка истории дебитов, чтобы облегчить указанный анализ псевдорадиального потока.

Например, модуль анализа пластового давления 24 в предпочтительном случае применяет хорошо известную функцию суперпозиции к истории дебитов скважины в процессе 88. Как базовый в данной области техники, анализ на основе функции суперпозиции принимает во внимание историю дебитов с переменными дебитами, как это иллюстрируется на чертеже фиг. 11С в виде суперпозиции нескольких постоянных дебитов. Это позволяет решение для данной скважины Ж( за некоторый период времени разбить на несколько проблем, связанных с постоянными дебитами, что облегчает визуальное восприятие решения по сравнению с решением проблемы, связанной с более сложным переменным дебитом. Кроме того, могут быть использованы расчеты на основе соответствующей модели РКО8РЕК или другой модели для скважины Ж( согласно функциональным уравнениям по дебиту и фазам, ранее полученными

- 16 026278 пользователем, по заданным пользователем значениям дебита и фаз, а также значениям дебита и фаз из других источников моделирования и данных. В случае газовых скважин история дебитов скважин, созданная в процессе 86, может быть обработана с помощью метода псевдодавления, чтобы учесть изменения свойств газа от давления на основе данных о давлении, объёме, температуре газа, вязкости и плотности газа, коэффициентах сжимаемости или пластового объема газа и т.д., которые все зависят от давления при данной температуре пласта. Указанные дополнительные газовые факторы могут быть также основаны на хранящихся в памяти данных или вычисленных модулем моделирования скважины 22 на основе уравнений состояния или эмпирических корреляций, зависящих от характера имеющихся данных.

Как известно в данной области техники, функция транспозиции преобразует данные измерений скважинного давления за период времени, начинающийся до момента остановки скважины ίο и продолжающийся после остановки скважины в течение выбранного периода времени, в график скважинного давления в зависимости от времени суперпозиции Δί, следующий за временем остановки ί₀. В ситуации, когда сохраняется предположение о радиальном потоке и когда остановка скважины происходит в момент времени ί₀, следующий за условной историей дебитов с и изменениями дебита перед остановкой скважины, функция скважинного давления Ρ„₈(Δί) выражается в виде линейной зависимости. Хорошо известная форма применения суперпозиции выглядит следующим образом:

η ρ,,.,(Δί) = - 162.6 - <7:-ι)1θ8 (Δγ С ι=1 где В и μ - хорошо известные свойства флюида: соответственно, коэффициент пластового объёма и вязкость, и где кН - произведение проницаемости на толщину пласта. Член μι означает дебит скважины после 1^го изменения дебита. Как видно из этих выражений, линейная регрессия или линейная аппроксимация преобразованных данных измерений давления в зависимости от времени суперпозиции возвращает значения точки пересечения Р* графика с осью и его наклона при допущении, что предположение о радиальном потоке выполняется. На чертеже фиг. 12 показана такая регрессионная линия, для которой можно легко вычислить экстраполированное значение точки пересечения Р* графика с осью в момент времени ί₀ и наклон т. Таким образом, в процессе 88 модуль анализа пластового давления 24 выполняется с использованием данных за период после остановки скважины, собранных в процессе 60, вместе с данными истории дебитов, собранными в процессе 80, с целью возврата экстраполированного значения скважинного давления Р* и значения наклона т. Как упоминалось выше, экстраполированное значение скважинного давления Р* может быть дополнительно обработано с целью получения оценки пластового давления, например, с помощью коррекций Дитца и т.п.; в альтернативном случае для получения оценки пластового давления могут быть использованы изменения указанного экстраполированного значения скважинного давления Р* относительно предыдущих экземпляров процесса 88 и на основе полученного из посторонних источников или характеристического абсолютного значения пластового давления. Предполагается, что численные расчеты, выполняемые в связи с процессом 88, легко поймут специалисты в данной области техники, с учетом сведений, приведенных в данном описании.

Процесс 88 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения также может использоваться для получения оценок значений параметров, таких как проницаемость и скинфактор. Как указано выше, анализ на основе функции суперпозиции может использоваться для выдачи значения параметра проницаемость-толщина, исходя из наклона суперпозиционной линии давления. Как известно в данной области техники, параметр проницаемость-толщина соответствует произведению проницаемости пласта к на толщину Н продуктивного пласта. Предполагается, что модуль анализа пластового давления 24 может легко получить оценку проницаемости пласта к из наклона графика суперпозиции и полученных из посторонних источников знаний о толщине пласта Н, например из каротажных диаграмм и других результатов измерений.

В соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения, также в процессе 88, данные скважинного давления за определенный период времени (включая время суперпозиции) трансформируются в график производной, чтобы получить оценки проницаемости и скин-фактора. В предпочтительном случае указанное преобразование в значения производной применяется к значениям дебитов и давлений в зависимости от времени суперпозиции, полученным в связи с анализом на основе функции суперпозиции, описанной выше. В соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения производная в каждой точке времени суперпозиции вычисляется как взвешенное среднее левой и правой производных, в предпочтительном случае - взвешенное среднее углов наклона левой и правой ветвей графика линейной регрессии, приложенное к значениям давления, возвращаемым при обработке на основе функции суперпозиции, описанной выше.

Чертеж фиг. 13 иллюстрирует предпочтительный подход к определению производной давления в точке X! по шкале времени суперпозиции. В примере на чертеже фиг. 13 левая производная т вычисляется для регрессии 83, приложенной к и точкам (в данном примере и = 6), включая точку х₁ и и-1 предшествующих точек по шкале времени суперпозиции, а правая производная т+ вычисляется для и точек,

- 17 026278 включая точку х₁ и п-1 последующих точек по шкале времени суперпозиции. Число точек п, участвующих в каждой регрессии, уменьшается в начале и в конце каждого набора данных. Затем производная т₁ в каждой точке х₁ вычисляется как среднее значение:

_ ₊ - *:) - И7(х_: тн. —После взвешивания данное среднее значение применяется в зависимости от длительности соответствующих регрессий по шкале времени суперпозиции. Указанное определение производной давления повторяется для каждой рабочей точки в суперпозиционной истории скважины.

После определения последовательности производных давления в предпочтительном случае определяется влияние объема флюида в стволе скважины, по крайней мере, если скважина является нефтяной. Указанное влияние флюида в стволе скважины вычисляется, исходя из линии единичного наклона, аппроксимирующей данные неустановившегося давления, ведущие к полной остановке скважины, относительно времени по логарифмической шкале на обеих осях. Так как теоретически указанный наклон должен со временем уменьшаться, определение объема флюида в стволе скважины основана на выполнении измерений вплоть до такого момента времени, пока уменьшение скорости изменения давления не станет значительным.

Как очевидно из чертежа фиг. 8, в процессе 40 в предпочтительном случае также выдаются оценки проницаемости пластов, окружающих скважину ^, а также параметра околоскважинной зоны пласта, известного как скин-фактор. В одном из аспектов настоящего изобретения скин-фактор включает в себя механический скин-фактор, фрикционный скин-фактор и скин-фактор, не подчиняющийся закону Дарси (скин-фактор для турбулентного потока), которые вместе составляют суммарный скин-фактор, например, скважины В общем случае может использоваться термин скин-эффект, который определяется в безразмерных единицах измерения как количественный параметр, характеризующий отклонение реального объекта от идеального решения, подчиняющегося закону Дарси. В одном из аспектов данного изобретения околоскважинная зона 8 представляет собой зону, проникающую на небольшое расстояние (га) в пласт, который создает постоянное падение давления на единицу расхода (ц). Скин-фактор можно вычислить с помощью следующего выражения:

Δρ(Δί)« р, (ΔΖ) = 162.6 [ΐο§(Δί) + С + 5] кп в котором решением является:

Δρ(Δί) = 141.2-^5 кН

С учетом дополнительных предпосылок создания изобретения, в одном из аспектов настоящего изобретения термин скин-фактор означает числовое значение, используемое для аналитической модели и характеризующее падение давления относительно предсказанного согласно закону Дарси из-за влияния дополнительного фильтрационного сопротивления течению флюидов в околоскважинной зоне, или, например, другими словами, степень уменьшения проницаемости в ближайшей окрестности ствола скважины. В одном из аспектов суммарный скин-эффект равен сумме механического скин-эффекта и турбулентного скин-эффекта. В одном из аспектов данного изобретения термин механический скинэффект означает, например, скин-фактор нестандартной перфорации скважины. В одном из аспектов настоящего изобретения, суммарный скин-эффект может содержать как ламинарную, так и турбулентную компоненту, что выражается как 8' = 8 + Ός, где 8 - ламинарный скин-фактор, связанный с проницаемостью к, а Ός - турбулентный скин-фактор, связанный с высокой скоростью потока флюида. Кроме того, может использоваться термин скин-эффект, который определяется в безразмерных единицах измерения как количественный параметр, характеризующий отклонение реального объекта от идеального решения, подчиняющегося закону Дарси.

После указанного преобразования в значения производных модуль анализа пластового давления 24 выполняет числовой анализ преобразованных в производные значений способом, иллюстрируемым графиками в логарифмических шкалах на чертеже фиг. 8, где кривая Дельта-Р 70 отражает зависимость данных измерений скважинного давления, нормализованного к дебиту, от времени (время суперпозиции после момента остановки ίο), а кривая производной 72 отражает зависимость производной по времени скважинного давления от времени. Указанные кривые 70, 72 позволяют понять важные параметры, касающиеся скважины ^, известные в данной области техники. Прямолинейная часть кривой 72, представленная на чертеже фиг. 8 как область 74, позволяет измерить параметр проницаемостьтолщина кН; причем указанное постоянное значение производной по времени соответствует наклону т на суперпозиционном графике, представленном на чертеже фиг. 12, который обсуждался выше. Вовторых, расстояние б между прямолинейной областью 74 графика производной 72 и относительно прямой частью кривой Дельта-Р 70 пропорционально скин-фактору на скважине Предполагается, что модуль анализа пластового давления 24 может содержать соответствующие команды числового анализа и подпрограммы, с помощью которых значения параметра проницаемость-толщина (и, следовательно,

- 18 026278 самой проницаемости), а также скин-фактор могут быть легко вычислены в процессе 88.

Кроме того, как известно в данной области техники, форма графика производной 72 для данной скважины характеризует физические свойства продуктивного пласта. Соответственно, предполагается также, что модуль анализа пластового давления 24 в процессе 88 или иным способом может численно сравнить характеристическую форму графика производной 72, основанного на данных измерений, полученных для текущего события остановки шахты или другого изменения рабочего состояния шахты, с характеристической формой этого графика для предыдущих событий, чтобы обнаружить изменение свойств продуктивного пласта.

В соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения модуль анализа пластового давления 24 также способен получить данные измерений каждого из компонентов общего скин-фактора автоматизированным способом на основе данных о скважинном давлении и других данных измерений, полученных со скважины Знание этих компонентов скин-фактора позволяет наглядно представить физические причины изменения скин-фактора и, следовательно, понять большинство эффективных корректирующих действий, выполняемых на скважине. Например, предполагается, что компонент скин-фактора, не удовлетворяющий закону Дарси может быть вычислен в процессе 88 в виде произведения заключительного дебита с|_м. на коэффициент, пропорциональный константе Ό потока, не удовлетворяющего закону Дарси, а фрикционный компонент скин-фактора может быть вычислен, исходя из среднего наклона графика суперпозиции, деленного на величину расчетного или характеристического падения скважинного давления из-за трения. Следовательно, механический скинфактор можно вычислить как суммарный скин-фактор минус не удовлетворяющий закону Дарси и фрикционный компоненты скин-фактора.

Указанные измеренные значения пластового давления, проницаемости и скин-фактора все, в предпочтительном случае проверяются известным способом, например, с помощью графика суперпозиции или производной, модулем анализа пластового давления 24 также в рамках процесса 40.

После завершения процесса 40 модуль анализа пластового давления 24 во взаимодействии с главной подпрограммой 20 передает указанные необработанные результаты в базу данных 12, затем эти результаты могут использоваться для обновления модуля моделирования скважины 22 в процессе 42. Анализ в данной точке процесса обозначается как предварительный, так как его результаты не были проверены или откорректированы экспертом или другим пользователем, например экспертом-человеком. Соответственно в варианте осуществления процесса 44 главная подпрограмма 20 уведомляет ответственного эксперта-человека, что на скважине произошло событие, которое сгенерировало новый предварительный анализ пластового давления для скважины Предполагается, что указанным ответственным экспертом будет один (или несколько) инженер-промысловик, назначенный заранее в качестве лица, ответственного за управление месторождением, на котором находится скважина Для выполнения, например, процесса уведомления 44 могут использоваться различные подходы. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения при запуске процесса создается уведомление, которое передается на заданный объект или соответствующему пользователю. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения уведомление является визуальным или звуковым. В другом варианте осуществления настоящего изобретения уведомление является вибрационным, например, сигналом, посланным на пейджер, мобильный телефон или другое телефонное устройство. Еще в одном аспекте уведомлением является телефонный вызов, сообщение электронной почты, текстовое сообщение или сообщение, передаваемое пользователю в автоматизированном режиме. В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения сообщение электронной почты может автоматически отправляться ответственным инженерам-промысловикам с сетевой ссылкой на данные нового предварительного анализа пластового давления, содержащиеся в базе данных 12.

При любом событии в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения человек-инженер уведомляется об изменении рабочего состояния скважины после того, как будет выявлено, что получено достаточно данных измерений, чтобы можно было рассчитать оценку пластового давления и возможно других параметров, таких как проницаемость, скан-фактор и т.д. Указанное уведомление может также содержать оценку пластового давления и других параметров, которые могут быть включены, как описано выше. Таким образом, применение способа и системы в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения избавляет инженера-человека от необходимости изучения огромного количества данных, чтобы выявить потенциальные события остановки или вынужденного простоя по сотням скважин, которые могут эксплуатироваться на данном промысле, и, по существу, от выполнения нудной работы, необходимой для выполнения индивидуального анализа указанных данных с целью получения оценки пластового давления.

Ожидается, что после уведомления один или несколько ответственных пользователей просмотрят данные нового предварительного анализа пластового давления, полученные в данном экземпляре процесса 40, и или проверят указанные данные анализа давления и откорректируют результаты, используя имеющийся у них опыт, или полностью отвергнут представленное решение и полученные результаты. Например, предполагается, что опытный пользователь, в частности, инженер-промысловик или инженернефтяник, может определить, используя имеющиеся у него знания о месторождении, является ли предва- 19 026278 рительная оценка Р* пластового давления хорошим индикатором пластового давления, а если нет, то он может откорректировать ее так, чтобы она лучше совпадала с истинным пластовым давлением. Кроме того, предварительная оценка Р* будет сгенерирована для определенной глубины скважинного датчика давления РТ; соответственно, предполагается, что, в случае необходимости инженер-промысловик сможет применить корректирующий коэффициент к оценке Р* для данной глубины. Такая коррекция может также перевести к пересчету проницаемости и скин-фактора в зависимости от применяемой модели.

Следовательно, модуль моделирования скважины 22 выполняет операции блока принятия решения 45, чтобы определить, проверена ли предварительная оценка давления инженером-промысловиком. Если предварительная оценка давления для скважины А_) не проверялась, а вместо этого корректировалась инженером (ответ НЕТ в блоке принятия решения 45), то модуль моделирования скважины 22 выполняет процесс 46, чтобы, исходя из указанных входных данных, обновить данные о пластовом давлении, проницаемости и скин-факторе для скважины Ар В одном из аспектов входные данные могут, если необходимо расширить длину набора данных. Например, как описано выше, на чертеже фиг. 9А представлены параметры управления, которые могут использоваться для определения набора собираемых данных. На чертеже фиг. 9А показано, что перед выполнением анализа на каждой скважине должен быть обеспечен доступ к конфигурируемым параметрам, которые управляют поведением системы, причем указанные параметры могут быть точно настроены так, чтобы улучшить качество результатов (по-разному для каждой скважины). Точная настройка - это процесс корректировки поведения каждой конкретной скважины в соответствии с ее спецификой. Например, минимальный период остановки может быть откорректирован, если будет обнаружено, что радиальный поток отсутствует и/или не обнаружен в течение текущего заданного и/или сконфигурированного периода времени. Кроме того, определенное время в состоянии остановки скважины (минимальная длительность остановки, как показано на чертеже фиг. 9А), должно пройти до того, как можно будет проанализировать данные по динамическим свойствам.

Когда обнаружено событие остановки скважины и что скважина остановлена на минимальный для нее период, для сконфигурированного периода собираются предварительные данные по дебитам. Данные о предварительных дебитах не должны содержать столько данных, как данные об остановках скважины, поэтому они собираются при более низкой плотности данных (больше интервалы времени между точками), если пользователь желает выбрать такую конфигурацию. Чтобы правильно выявить событие остановки скважины, необходимо собирать данные с большей плотностью перед событием, а также во время события. В данном примере для этой цели данные высокой плотности собираются в течение одного часа.

Во время проверки пользователь может продлить период анализа вплоть до максимального периода (сконфигурированного как максимальный период остановки, как показано на чертеже фиг. 9А). Пользователь должен запросить указанное продление периода анализа данных - оно не делается автоматически. Когда период анализа данных продляется, выполняется новый анализ, а данные предыдущего анализа не учитываются. Если данные о событии представляются в ручном режиме, данные всегда собираются за максимально доступный период (если собирается наибольший возможный объем данных).

После такого обновления процесса 46 (как показано на чертеже фиг. 5), или если результаты предварительной оценки давления проверены пользователем (ответ ДА в блоке принятия решения 45), модуль моделирования скважины 22 во взаимодействии с главной подпрограммой 20 сохраняет проверенные или откорректированные результаты в базе данных 12. Кроме того, предполагается, что результаты этого процесса, проверенные или откорректированные пользователем, могут применяться для обновления текущей модели РКО8РЕК, ΡΙΡΕδΙΜ, АЕЬЕРЬОА или другой модели скважины А) в процессе 49, что выполняется модулем моделирования скважины 22. Таким образом, точность модели скважины обновляется на основе текущих проверенных экспертом данных, полученных в результате события остановки скважины или события резкого снижения давления, произошедшего на скважине Ар и обработанных способом, описанным в связи с чертежом фиг. 5 в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения.

Указанное обновление модели скважины в процессе 49 позволяет эксплуатационному персоналу или другим пользователям принимать различные решения, касающиеся работы самой скважины Ар Как известно в данной области техники, параметры проницаемости и скин-фактор для ствола скважины являются важными индикаторами того, должны ли выполняться конкретные действия управления скважинами. Например, если скин-фактор показывает, что околоскважинная зона пласта стала такой плотной, что добываемые флюиды не могут через нее проходить, выполняются соответствующие действия, например гидроразрыв пород, образующих ствол скважины. Вышеупомянутые и другие действия по управлению скважинами могут выполняться на основе обновленных данных о пластовом давлении, проницаемости и скин-факторе, полученных в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, в автоматизированном режиме во время обычной эксплуатации (например, без обязательного стандартного испытания скважины).

Предполагается, что собранные таким образом данные измерений скважинного давления, а также параметры пластового давления, проницаемости, скин-фактора и компонентов скин-фактора, полученных на основе указанных данных измерений в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, могут быть также использованы в связи с другими инструментальными средства- 20 026278 ми управления продуктивным пластом. Например, предполагается, что данный предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения может быть связан с существующими инструментальными средствами управления пластом на ранних стадиях его разработки, чтобы определить начало процесса поступления двухфазного потока из продуктивного пласта, который первоначально казался лишь однофазным. Кроме того, параметры пластового давления, проницаемости и скин-фактора, определенные в соответствии с настоящим изобретением могут использоваться в связи с более масштабными программными приложениями, относящимся к инженерной области и наукам о Земле, которые позволяют предсказывать эксплуатационные характеристики залежи, а также с экономическим моделями промыслов.

Вернемся назад к чертежу фиг. 5, после обновления модели для скважины А_) в процессе 49 обновленные и откорректированные данные о пластовом давлении в месте расположения скважины А; в соответствии данным предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения могут быть переданы и введены в общую модель промысла, на котором находится скважина А_Р Как известно в данной области техники, параметры пластового давления и проницаемости предоставляют важную информацию для системы управления пластом, особенно с учетом решений по управлению пластом, например, следует ли останавливать скважину, добавлять нагнетательную скважину или выполнить другие вторичные или третичные операции в окрестности скважины и следует ли на самом деле добавлять еще одну добывающую скважину, а также каково возможное местоположение этой скважины.

Таким образом, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, могут быть обеспечены важные преимущества в управлении, проектировании и эксплуатации современных нефтяных и газовых скважин и разработки месторождений. Обычные события при эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины выявляются на основе данных измерений скважинного давления, получаемых из указанных скважин, причем данные автоматически принимаются и обрабатываются с целью получения оценок пластового давления на основе указанных обычных событий. Данные система и способ позволяют получать указанные оценки в необработанном виде без вмешательства инженера или другого пользователя. Из-за того, что данное изобретение освобождает пользователя-человека от необходимости просмотра массы данных измерений скважинного давления и уведомляет пользователя о соответствующей оценке, полученной на основе данных об обычных событиях на скважине, значительно повышается эффективность использования квалификации, знаний и опыта пользователя. Дополнительно эффективность повышается в результате использования данного изобретения благодаря использованию данных об обычных событиях остановки скважины для определения пластового давления, проницаемости и скин-фактора, причем предполагается, что указанные система и способ могут заместить обычные испытания скважины, благодаря чему экономятся средства и труд, а также устраняются потери добываемого продукта, который расходуется при таких испытаниях скважины. Кроме того связь данных системы и способа в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения с другими инструментальными средствами управления пластом повышает эффективность указанных инструментальных средств при исследовании продуктивного пласта, и, в конечном счёте, может улучшить точность решений по управлению пластом.

Несмотря на то, что настоящее изобретение описано в соответствии с предпочтительными вариантами осуществления настоящего изобретения, конечно, следует понимать, что в этих вариантах могут быть сделаны изменения, а также предложены альтернативные варианты и изменения данного изобретения, позволяющие получить преимущества и выгоды от внедрения данного изобретения, что будет понятно специалисту в данной области техники, ознакомившемуся с данным описанием и приложенными чертежами. Предполагается, что указанные модификации и альтернативные варианты находятся в пределах области действия данного изобретения в соответствии с приведенной далее формулой изобретения.

Claims (37)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ добычи углеводородов, содержащий определение пластового давления в подземной залежи углеводородов, включающий в себя прием во время обычной эксплуатации добывающей скважины для добычи углеводородов данных, соответствующих измеренным значениям давления в стволе скважины, соответствующих измеренным значениям температуры в стволе скважины, соответствующих истории дебитов для каждой или любой из фаз - газа, нефти или воды в скважине и соответствующих состоянию задвижек в стволе скважины;

   применение с использованием компьютера принятых данных в модели скважины для определения рабочего режима скважины в определенный период времени, при этом модель определяет рабочий режим на основании измеренных значений давления, измеренных значений температуры и состояния задвижек и при этом рабочий режим включает одно из: установившееся состояние остановки, установившееся состояние добычи, установившееся состояние нагнетания, неустановившееся состояние процесса закрытия, неустановившееся состояние процесса пуска и состояние перемежающегося потока;

   применение с использованием компьютера истории дебитов для удаления сведений о событиях, связанных с изменением данных о давлении, из истории данных по давлению в скважине или вблизи нее; определение с использованием компьютера во время обычной эксплуатации добывающей скважи- 21 026278 ны для добычи углеводородов наличия изменения определенного рабочего режима скважины, которое сигнализирует об изменении дебита скважины, при этом наличие изменения определенного рабочего режима скважины определяют путем применения принятых данных и истории дебитов для удаления сведений о событиях, связанных с изменением данных о давлении, из истории данных по давлению в скважине или вблизи нее к модели;

   при наличии изменения определенного рабочего режима скважины, которое сигнализирует об изменении дебита скважины, прием дополнительных данных, соответствующих данным измерений давления в стволе скважины за период времени неустановившегося состояния, следующего за изменением определенного рабочего режима до достижения установившегося состояния или до другого изменения определенного рабочего режима;

   определение с использованием компьютера оценочного значения пластового давления в скважине на основании принятых дополнительных данных, соответствующих данным измерения давления в стволе скважины за период времени неустановившегося состояния, следующего за переходом в неустановившееся состояние процесса закрытия и/или режим остановки скважины;

   уведомление пользователя о наличии изменения рабочего режима скважины и об оценочном значении пластового давления.
2. 2. Способ по п.1, в котором уведомление включает в себя передачу уведомления пользователю.
3. 3. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя прием входных сигналов от пользователя, соответствующих уведомлению об оценочном значении пластового давления и сохранение на основе входных сигналов от пользователя-человека измененного значения оценочного значения пластового давления для указанной скважины.
4. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий в себя изменение модели скважины с использованием измененного значения оценочного значения пластового давления.
5. 5. Способ по п.1, в котором прием дополнительных данных содержит прием дополнительных данных измерений давления, пока не будет выполнен критерий прекращения;

   при этом способ дополнительно включает в себя определение с использованием компьютера, достаточно ли полученных данных для определения оценочного значения пластового давления.
6. 6. Способ по п.5, в котором критерий прекращения содержит операцию обнаружения постоянной скорости изменения значения давления в указанных принятых данных.
7. 7. Способ по п.5, в котором критерий прекращения содержит операцию определения другого изменения рабочего режима скважины.
8. 8. Способ по п.1, в котором данные измерений давления содержат данные измерений скважинного давления в стволе скважины, полученные на глубинах вдоль всего ствола скважины, начиная с поверхности Земли.
9. 9. Способ по п.8, в котором изменение рабочего режима соответствует переходу из рабочего режима добычи в рабочий режим остановки.
10. 10. Способ по п.1, в котором данные измерений давления содержат данные измерений давления на поверхности, полученные из ствола скважины;

    и в котором изменение рабочего режима скважины соответствует переходу из рабочего режима нагнетания в рабочий режим остановки.
11. 11. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя изменение модели скважины с использованием оценочного значения пластового давления.
12. 12. Способ по п.1, в котором изменение рабочего состояния соответствует остановке скважины; и способ дополнительно включает в себя определение на основе данных, соответствующих данным измерений давления в указанной скважине, момента времени остановки скважины, и определение оценочного значения пластового давления содержит вычисление регрессии данных, соответствующих данным измерений давления, с целью определения пересечения графика давления с осью в определенный момент времени остановки.
13. 13. Способ по п.12, дополнительно включающий в себя считывание данных, соответствующих данным измерений давления, дебитам и длительностям простоя скважины за период времени до момента остановки скважины; и оценку истории дебитов скважины на основе считанных данных;

    преобразование считанных данных в давление в зависимости от времени суперпозиции; и вычисление регрессии преобразованных данных о давлении в зависимости от времени суперпозиции с целью получения значения указанной точки пересечения.
14. 14. Способ по п.1, в котором определение оценочного значения включает в себя определение оценочного значения изменения пластового давления на основании предыдущего оценочного значения.
15. 15. Способ по п.1, в котором определение оценочного значения дополнительно включает в себя определение оценочного значения проницаемости пород в скважине.
16. 16. Способ по п.1, в котором определение оценочного значения дополнительно включает в себя оп- 22 026278 ределение оценочного значения скин-фактора на скважине.
17. 17. Способ по п.16, в котором определение оценочного значения дополнительно включает в себя определение оценочного значения по крайней мере одного компонента скин-фактора на скважине.
18. 18. Способ по п.16, в котором определение оценочного значения дополнительно включает в себя определение оценочного значения проницаемости пород в скважине, при этом способ дополнительно включает в себя прием входных сигналов от пользователя, соответствующих изменению указанного оценочного значения пластового давления;

    сохранение на основе входных сигналов от пользователя измененного значения оценочного значения пластового давления для указанной скважины и повторное вычисление оценок проницаемости и скин-фактора с использованием указанного измененного значения оценочного значения пластового давления.
19. 19. Компьютерная система для осуществления способа по п.1, содержащая интерфейс данных, предназначенный для приема данных измерений, соответствующих данным измерений температуры и давления по крайней мере от одной скважины для добычи углеводородов;

    запоминающее средство;

    сетевой интерфейс, предназначенный для выдачи и приема коммуникационных сигналов в сеть, доступную для пользователей;

    одно или несколько центральных устройств обработки данных, предназначенных для исполнения программных команд; и программную память, соединенную с центральным устройством обработки данных и предназначенную для хранения компьютерной программы, содержащей программные команды, которые при их исполнении одним или несколькими центральными устройствами обработки данных вынуждают компьютерную систему выполнять последовательность операций для определения оценочного значения пластового давления для месторождения, на котором расположена скважина, причем последовательность операций включает в себя следующие операции:

    прием во время обычной эксплуатации добывающей скважины для добычи углеводородов данных от интерфейса данных, соответствующих данным измерений давления от датчиков в стволе по меньшей мере одной углеводородной скважины, соответствующих измеренным значениям температуры в стволе по меньшей мере одной углеводородной скважины, соответствующих истории дебитов для каждой или любой из фаз - газа, нефти или воды в скважине и соответствующих состоянию задвижек в стволе по меньшей мере одной углеводородной скважины;

    применение принятых данных в модели по меньшей мере одной углеводородной скважины для определения рабочего режима по меньшей мере одной углеводородной скважины в определенный период времени, при этом модель определяет рабочий режим на основании измеренных значений давления, измеренных значений температуры и состояния задвижек и при этом рабочий режим включает одно из: установившееся состояние остановки, установившееся состояние добычи, установившееся состояние нагнетания, неустановившееся состояние процесса закрытия, неустановившееся состояние процесса пуска и состояние перемежающегося потока;

    определение во время обычной эксплуатации по меньшей мере одной добывающей скважины для добычи углеводородов наличия изменения определенного рабочего режима по меньшей мере одной углеводородной скважины, которое сигнализирует об изменении дебита по меньшей мере одной углеводородной скважины, при этом наличие изменения определенного рабочего режима скважины определяют путем применения принятых данных и истории дебитов для удаления сведений о событиях, связанных с изменением данных о давлении, из истории данных по давлению в скважине или вблизи нее к модели;

    при наличии изменения определенного рабочего режима по меньшей мере одной углеводородной скважины, которое сигнализирует об изменении дебита по меньшей мере одной углеводородной скважины, прием дополнительных данных на интерфейсе данных, соответствующих данным измерений давления в стволе по меньшей мере одной углеводородной скважины за период времени неустановившегося состояния, следующий за изменением определенного рабочего режима до достижения установившегося состояния или до другого изменения определенного рабочего режима;

    определение оценочного значения пластового давления по меньшей мере в одной углеводородной скважине на основании принятых дополнительных данных, соответствующих данным измерения давления в стволе по меньшей мере одной углеводородной скважины за период времени неустановившегося состояния, следующего за переходом в неустановившееся состояние процесса закрытия и/или режим остановки скважины; и уведомление пользователя о наличии изменения рабочего режима по меньшей мере одной углеводородной скважины и об оценочном значении пластового давления с помощью коммуникационных сигналов, передаваемых через сеть.
20. 20. Система по п.19, содержащая множество серверов, причем каждый сервер содержит один или несколько центральных устройств обработки данных и каждый сервер оснащен сетевым интерфейсом, предназначенным для обмена данными друг с другом через сеть.
21. 21. Система по п.19, в которой указанная последовательность операций дополнительно включает в

    - 23 026278 себя следующие операции:

    прием через сеть входных сигналов от пользователя, соответствующих изменению оценочного значения пластового давления; и сохранение на основе входных сигналов от пользователя измененного значения оценочного значения пластового давления для указанной по меньшей мере одной углеводородной скважины.
22. 22. Система по п.19, в которой в ходе приема дополнительных данных принимаются дополнительные данные измерений давления до тех пор, пока не будет выполнен критерий прекращения;

    и в которой указанная последовательность операций дополнительно включает в себя определение, достаточно ли полученных данных для определения оценочного значения пластового давления.
23. 23. Система по п.22, в которой критерий прекращения содержит шаг определения постоянной скорости изменения значения давления в принятых данных.
24. 24. Система по п.22, в которой критерий прекращения содержит операцию определения другого изменения рабочего режима по меньшей мере одной углеводородной скважины.
25. 25. Система по п.19, в которой изменение рабочего состояния соответствует остановке по меньшей мере одной углеводородной скважины;

    и в которой указанная последовательность операций дополнительно включает в себя определение на основе данных, соответствующих данным измерений давления в указанной скважине, точного момента времени остановки по меньшей мере одной углеводородной скважины; и в которой определение оценочного значения пластового давления содержит вычисление регрессии данных, соответствующих данным измерений давления, с целью определения пересечения графика давления с осью в определенный момент времени остановки.
26. 26. Система по п.25, в которой указанная последовательность операций дополнительно включает в себя следующие операции:

    считывание данных на интерфейсе данных, соответствующих данным измерений давления, дебитам и длительностям простоя скважины за период времени до момента остановки по меньшей мере одной углеводородной скважины;

    оценку истории дебитов скважины на основе считанных данных; в которой операция вычисления включает в себя преобразование считанных данных в давление в зависимости от времени суперпозиции и вычисление регрессии преобразованных данных о давлении в зависимости от времени суперпозиции с целью получения значения точки пересечения.
27. 27. Система по п.19, в которой в ходе операции определения также определяются оценочные значения проницаемости пород по меньшей мере одной углеводородной скважины и скин-фактора по меньшей мере на одной углеводородной скважине.
28. 28. Система по п.19, в которой в ходе операции определения также определяется оценочное значение по крайней мере одного компонента скин-фактора по меньшей мере на одной углеводородной скважине.
29. 29. Система по п.27, в которой последовательность операций дополнительно включает в себя прием через сеть входных сигналов от пользователя, соответствующих изменению оценочного значения пластового давления;

    сохранение на основе входных сигналов от пользователя измененного значения оценочного значения пластового давления по меньшей мере для одной углеводородной скважины и повторное вычисление оценок проницаемости и скин-фактора с использованием измененного значения оценочного значения пластового давления.
30. 30. Машиночитаемый носитель, хранящий компьютерную программу, логика которой позволяет выполнять последовательность операций в соответствии со способом по п.1.
31. 31. Машиночитаемый носитель по п.30, в котором указанная последовательность операций дополнительно включает в себя прием через сеть входных сигналов от пользователя-человека, соответствующих изменению оценочного значения пластового давления; и сохранение на основе входных сигналов от пользователя-человека измененного значения оценочного значения пластового давления для указанной скважины;
32. 32. Машиночитаемый носитель по п.30, в котором в ходе операции приема дополнительных данных принимаются дополнительные данные измерений давления до тех пор, пока не будет выполнен критерий прекращения;

    и в котором указанная последовательность операций дополнительно включает в себя определение, достаточно ли полученных данных для определения оценочного значения пластового давления.
33. 33. Машиночитаемый носитель по п.30, в котором изменение рабочего состояния соответствует остановке скважины;

    и в котором указанная последовательность операций дополнительно включает в себя определение на основе данных, соответствующих данным измерений давления в указанной скважине, момента времени остановки скважины; и

    - 24 026278 в котором операция определения оценочного значения пластового давления содержит вычисление регрессии данных, соответствующих данным измерений давления, с целью определения пересечения графика давления с осью в определенный момент времени остановки.
34. 34. Машиночитаемый носитель по п.33, в котором последовательность операций дополнительно включает в себя следующие операции:

    считывание данных на интерфейсе данных, соответствующих данным измерений давления, дебитам и длительностям простоя скважины за период времени до момента остановки скважины; и оценку истории дебитов скважины на основе считанных данных; в котором операция вычисления включает в себя следующие операции:

    преобразование считанных данных в давление в зависимости от времени суперпозиции и вычисление регрессии преобразованных данных о давлении в зависимости от времени суперпозиции с целью получения значения точки пересечения.
35. 35. Машиночитаемый носитель по п.30, в котором в ходе операции определения также определяются оценочные значения проницаемости пород в скважине и скин-фактора на скважине.
36. 36. Машиночитаемый носитель по п.35, в котором в ходе операции определения также определяется оценочное значение по крайней мере одного компонента скин-фактора на скважине.
37. 37. Машиночитаемый носитель по п.35, в котором последовательность операций дополнительно включает в себя прием через сеть входных сигналов от пользователя, соответствующих изменению оценочного значения пластового давления;

    сохранение на основе входных сигналов от пользователя измененного значения оценочного значения пластового давления для указанной скважины и повторное вычисление оценок проницаемости и скин-фактора с использованием измененного значения оценочного значения пластового давления.