EA031769B1 - Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций - Google Patents
Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций Download PDFInfo
- Publication number
- EA031769B1 EA031769B1 EA201300750A EA201300750A EA031769B1 EA 031769 B1 EA031769 B1 EA 031769B1 EA 201300750 A EA201300750 A EA 201300750A EA 201300750 A EA201300750 A EA 201300750A EA 031769 B1 EA031769 B1 EA 031769B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- technical
- limit
- failure
- models
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 48
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 48
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 84
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 102
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 92
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 62
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 49
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 36
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 27
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 22
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 17
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 17
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 14
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 11
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 25
- 238000013461 design Methods 0.000 description 22
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 22
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 15
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 9
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 238000005293 physical law Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000012502 risk assessment Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 210000003813 thumb Anatomy 0.000 description 3
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 3
- KMIPKYQIOVAHOP-YLGJWRNMSA-N cefditoren Chemical compound S([C@@H]1[C@@H](C(N1C=1C(O)=O)=O)NC(=O)\C(=N/OC)C=2N=C(N)SC=2)CC=1\C=C/C=1SC=NC=1C KMIPKYQIOVAHOP-YLGJWRNMSA-N 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 208000014380 ornithine aminotransferase deficiency Diseases 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000013400 design of experiment Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013401 experimental design Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000010338 mechanical breakdown Methods 0.000 description 1
- 238000011089 mechanical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000010399 physical interaction Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000013515 script Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E21B41/0092—
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Способ и устройство, связанные с различными фазами заканчивания скважины. В одном варианте осуществления описан способ, который включает в себя определение режимов отказа для заканчивания скважины; получение по меньшей мере одного технического предела, связанного с каждым из режимов отказа; затем формулирование целевой функции для заканчивания скважины; после этого использование целевой функции для определения предела технологических показателей скважины.
Description
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
| (45) | Дата публикации и выдачи патента | (51) Int. Cl. G06G 7/40 (2006.01) |
| 7O1Q И? | G06Q 10/04 (2012.01) | |
| 17,νώ.ώΟ | Е21В 47/00 (2012.01) | |
| (21) | Номер заявки | Е21В 49/00 (2006.01) |
| 201300750 | ||
| (22) | Дата подачи заявки | |
| 2006.07.06 |
(54) МОДЕЛИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ, СВЯЗАННОЕ С ДОБЫЧЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОДЗЕМНЫХ ФОРМАЦИЙ (31) 60/702,807 (32) 2005.07.27 (33) US (43) 2014.03.31 (62) 200800436; 2006.07.06 (71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US) (72) Изобретатель:
Дэйл Брюс А., Пакал Рахул, Бердетт Джейсон А., Хэберл Дэвид К., Клингман Скотт Р. (US) (74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU) (56) US-A1-20040260421
US-A1-20040122640
US-A1-20020177955
031769 В1 (57) Способ и устройство, связанные с различными фазами заканчивания скважины. В одном варианте осуществления описан способ, который включает в себя определение режимов отказа для заканчивания скважины; получение по меньшей мере одного технического предела, связанного с каждым из режимов отказа; затем формулирование целевой функции для заканчивания скважины; после этого использование целевой функции для определения предела технологических показателей скважины.
031769 Bl
Перекрестная ссылка на родственные заявки
В заявке на данное изобретение заявлен приоритет предварительной заявки США № 60/702807, поданной 27 июля 2005 г.
Уровень техники
Данный раздел предназначен для ввода читателя в различные аспекты данной области техники, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящей методики, которая описана и/или заявлена ниже. Считается, что данное описание должно помочь в предоставлении для читателя информации, которая способствует лучшему пониманию конкретных аспектов настоящей методики. В соответствии с этим следует понимать, что данное изложение следует читать с учетом этого и, необязательно, как представление предшествующего уровня техники.
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, производилась в течение многих лет. Для добычи углеводородов обычно бурят одну или больше скважин на месторождении в область под землей, которая обычно называется подземной формацией или бассейном. Способ добычи углеводородов из подземной области обычно включает в себя различные фазы от фазы выбора концепции до фазы добычи. Обычно на фазах проектирования перед добычей углеводородов используют различные модели и инструменты для определения места расположения скважин, оценки технологических показателей скважины, оценки запасов и плана эксплуатации этих запасов. Кроме того, может быть произведен анализ подземной формации для определения потока флюидов и структурных свойств или параметров геологии пород. На фазе добычи скважины работают для добычи углеводородов из подземной области.
Обычно эти фазы от выбора концепции до фазы добычи выполняют в виде последовательных операций. В соответствии с этим модели, используемые на разных фазах, специализируют и направляют в конкретное применение для этой фазы. В результате такой специализации в моделях скважины, используемых на разных фазах, обычно применяют упрощенные предположения для анализа потенциальных технологических показателей скважины, которые вводят ошибки при оценке рабочих характеристик и при анализе скважины. Эти ошибки прогнозирования и/или оценки технологических показателей скважины могут повлиять на экономические показатели при разработке месторождения. Например, во время одной из фаз конструирования скважины, такой как фаза заканчивания скважины, ошибки точного учета эффекта геометрии заканчивания скважины, условий добычи, геомеханических эффектов и изменений состава добываемых флюидов, могут привести к ошибкам оценки производительности. Затем на последующей фазе добычи фактическая производительность и технологические показатели скважины могут быть неправильно интерпретированы из-за ошибок упрощенных моделей технологических показателей скважины. В результате при попытках стимуляции добычи из этой скважины могут быть выполнены действия, ремонтные работы в скважине (т.е. капитальный ремонт скважины), которые являются дорогостоящими и потенциально неэффективными.
Кроме того, другие технические модели могут быть специально разработаны для конкретной возможности применения или разработки. Эти модели могут быть чрезмерно сложными и могут потребовать значительного количества времени для обработки специфической информации для конкретного варианта применения. То есть, эти технические модели являются слишком сложными и требуют существенного количества времени для выполнения расчетов для одной скважины, представляющей интерес. Поскольку такие модели направлены на конкретные возможности применения или разработки, не практично или невозможно проводить разные исследования для оптимизации конструкции заканчивания скважины и/или использования технической модели для обеспечения добычи каждой скважины с ее полной мощностью.
В соответствии с этим существует потребность в способе и устройстве моделирования технологических показателей скважины для прогнозирования, оценки, оптимизации и характеристики скважины на разных фазах разработки скважины, на основе объединенной физической модели.
Другие, относящиеся к данному предмету материалы можно найти в Yarlong Wang et al., A Coupled Reservoir-Geomechanics Model and Applications to Wellbore Stability and Sand Prediction, SPE 69718, March 12, 2001; and David L. Tiffin, Drawdown Guidelines for Sand Control Completions, SPE 84495, October 5, 2003.
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления описан способ, заключающийся в следующем:
определяют режимы отказа для заканчивания скважины;
получают по меньшей мере один технический предел, связанный с каждым из режимов отказа; затем формулируют целевую функцию для оптимизации поведения скважины; затем решают задачу оптимизации, используя целевую функцию и по меньшей мере один технический предел, для оптимизации технологических показателей скважины.
В альтернативном варианте осуществления раскрыто устройство. Устройство включает в себя процессор с запоминающим устройством, подключенным к процессору, и приложение, к которому может обращаться процессор. Приложение выполнено с возможностью приема режимов отказа для скважины или заканчивания скважины; получения по меньшей мере одного технического предела, связанного с
- 1 031769 каждым из режимов отказа; формулирования целевой функции для оптимизации технологических показателей скважины; решения задачи оптимизации с использованием целевой функции и по меньшей мере одного технического предела для оптимизации технологических показателей скважины и представления оптимизированного решения для пользователя.
Краткое описание чертежей
Описанные выше и другие преимущества настоящей методики будут очевидны после чтения следующего подробного описания и со ссылкой на приложенные чертежи, на которых показано:
на фиг. 1 - пример системы добычи в соответствии с некоторыми аспектами настоящей методики;
на фиг. 2 - примерная система моделирования в соответствии с некоторыми аспектами настоящей методики;
на фиг. 3 - примерная блок-схема последовательности операций при разработке характеристических поверхностей для рабочих пределов скважины в соответствии с аспектами настоящей методики;
на фиг. 4 - примерный график зависимости падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта от истощения зоны дренирования скважины по в фиг. 1 в соответствии с настоящей методикой;
на фиг. 5 - примерная блок-схема последовательности операций разработки характеристических поверхностей для пределов продуктивности скважины в соответствии с аспектами настоящей методики;
на фиг. 6А и 6В - примерные графики предельной продуктивности скважины по фиг. 1 в соответствии с настоящей методикой;
на фиг. 7 - примерная блок-схема последовательности операций разработки пределов объединенных физических свойств в соответствии с аспектами настоящей методики;
на фиг. 8 - примерный график зависимости падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта от истощения скважины по фиг. 1 в соответствии с настоящей методикой;
на фиг. 9 - примерная блок-схема последовательности операций оптимизации технических пределов в соответствии с аспектами настоящей методики;
на фиг. 10А-10С - примерные графики оптимизации технологических показателей скважины по фиг. 1 в соответствии с настоящей методикой.
Подробное описание изобретения
В следующем подробном описании будут представлены конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако, несмотря на то что следующее описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящей методики, оно является только иллюстративным и просто представляет краткое описание примерных вариантов осуществления. В соответствии с этим изобретение не ограничивается определенными вариантами осуществления, описанными ниже, а скорее, изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах истинного объема приложенной формулы изобретения.
Настоящая методика направлена на способ оптимизации интегрированных технологических показателей скважины для конкретной скважины. В соответствии с настоящей методикой параметр, связанный с технологическим показателем скважины, такой как обеспечение максимальной добычи углеводородов из скважины, может быть выбран для оптимизации. На основе параметров технологических показателей скважины или функции скважины определяют целевую функцию и ограничения оптимизации по одному или больше техническим пределам, таким как предел работоспособности скважины, предел продуктивности скважины или технические пределы на основе объединенных физических свойств. Результаты, полученные по такой целевой функции, переводят в рабочие параметры скважины, такие как падение давления по мере отбора флюида из пласта и степень истощения в течение срока эксплуатации скважины. Затем разрабатывают план наблюдения за месторождением, который может обеспечить возможность измерения оптимизированных рабочих параметров скважины при промысловых работах, при эксплуатации скважины. Описанный выше способ улучшает возможности эксплуатации скважины при промысловых работах на основе интегрированного подхода, который учитывает различные технические пределы, полученные на основе физических явлений.
Рассмотрим теперь чертежи и, в частности, обратимся первоначально к фиг. 1, на которой представлена в качестве примера система 100 добычи в соответствии с определенными аспектами настоящих технологий. В примерной системе 100 добычи плавучий эксплуатационный объект 102 соединен со скважиной 103, которая имеет морскую донную фонтанную арматуру 104, расположенную на морском дне 106. Для доступа к морской донной фонтанной арматуре 104 составной шланг 112 управления может обеспечивать канал для потока флюида между морской донной фонтанной арматурой 104 и плавучим эксплуатационным объектом 102 вместе с кабелем управления, используемым для связи с различными устройствами, находящимися внутри скважины 103. Через такую морскую донную фонтанную арматуру 104 плавучий эксплуатационный объект 102 получает доступ к подземной формации 108, которая содержит углеводороды, такие как нефть и газ. Однако следует отметить, что система 100 добычи представлена с целью примера, и настоящие технологии можно использовать для добычи флюидов из любого местоположения.
- 2 031769
Для доступа к подземной формации 108 скважина 103 пробурена через морское дно 106 так, что формируется ствол 114 скважины, который продолжается в подземную формацию 108 и по меньшей мере через ее часть. Как видно, подземная формация 108 может включать в себя различные слои пород, которые могут включать в себя или могут не включать в себя углеводороды и которые можно называть зонами. В этом примере подземная формация 108 включает в себя эксплуатационную зону или интервал 116. Такая эксплуатационная зона 116 может включать в себя флюиды, такие как вода, нефть и/или газ. Морская донная фонтанная арматура 104, которая расположена над стволом 114 скважины на морском дне 106, образует взаимодействие между устройствами, находящимися внутри ствола 114 скважины и плавучим эксплуатационным объектом 102. В соответствии с этим морская донная фонтанная арматура 104 может быть соединена с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой 118 для обеспечения каналов протекания флюидов, и кабель 120 управления, предназначенный для обеспечения каналов передачи данных, может быть соединен с составным шлангом 112 управления морской донной фонтанной арматуры 104.
Ствол 114 скважины также может включать в себя различные обсадные трубы, которые обеспечивают поддержку и стабильность для доступа к подземной формации 108. Например, кондукторная обсадная колонна 122 может быть установлена с морского дна 106 до местоположения под морским дном 106. В пределах кондукторной обсадной колонны 122 может использоваться промежуточная или эксплуатационная обсадная колонна 124, которая обеспечивает поддержку стенок ствола 114 скважины. Эксплуатационная обсадная колонна 124 может продолжаться до глубины, расположенной рядом с подземной формацией 108 или через нее. Если эксплуатационная обсадная колонна 124 продолжается через подземную формацию 108, в эксплуатационной обсадной колонне 124 могут быть сформированы перфорационные отверстия 126, которые обеспечивают приток флюидов внутрь ствола 114 скважины. Кроме того, кондукторная и эксплуатационная обсадные колонны 122 и 124 могут быть вцементированы в фиксированном положении с помощью цементного кольца или цементного покрытия 125 внутри ствола 114 скважины для обеспечения стабильности скважины 103 и подземной формации 108.
Для добычи углеводородов из подземной формации 108 могут использоваться различные устройства, которые обеспечивают управление потоком и изоляцией между различными участками ствола 114 скважины. Например, подземный предохранительный клапан 128 может использоваться для блокирования потока флюидов из эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 118 в случае разрыва или прорыва кабеля 120 управления или составного шланга 112 управления выше подземного предохранительного клапана 128. Кроме того, клапан 130 управления потоком может представлять собой клапан, который регулирует поток флюидов через ствол 114 скважины в определенных местах расположения. Кроме того, инструмент 132 может включать в себя песочный фильтр, клапан управления потоком, гравийный фильтр или другое аналогичное устройство заканчивания скважины, которое используют для управления потоком флюидов из подземной формации 108 через перфорационные отверстия 126. Наконец, пакеры 134 и 136 могут использоваться для изоляции определенных зон, таких как эксплуатационная зона 116, внутри кольцевого пространства ствола 114 скважины.
Как отмечено выше, различные фазы разработки скважины обычно выполняют как последовательные операции, в которых используются специализированные или чрезмерно упрощенные модели, для получения специфической информации о скважине 103. Для упрощенных моделей общие предположения об определенных аспектах скважины 103 приводят к ошибкам, которые могут влиять на экономические показатели месторождения. Например, уплотнение представляет собой проблему механического отказа, которую требуется решать в слабой, сильно сжимаемой подземной формации 108. Обычно уплотнение предотвращают путем ограничения давления в скважине при постоянном дебете, на основе закона Хога или эмпирических правил. Однако отсутствует техническая основа, поддерживающая эту практику, что ограничивает добычу углеводородов из скважины. Кроме того, не надлежащие предположения во время фаз конструирования скважины могут привести к тому, что фактическая продуктивность будет неправильно интерпретирована во время фазы добычи. В соответствии с этим может потребоваться использовать дорогостоящие и потенциально неэффективные ремонтные операции в скважине 103 в попытках стимулировать добычу.
Кроме того, усложненные модели, которые учитывают физические законы, определяющие поведение скважины, требуют длительного времени, больших объемов вычислений, и их разрабатывают для определенной скважины, представляющей интерес. Поскольку такие усложненные модели направлены на конкретный вариант применения, не практично выполнять различные исследования для оптимизации конструктивной схемы заканчивания скважин и/или обеспечивать полную производительность других скважин на основе этих моделей. Например, в области месторождения могут находиться множество скважин, из которых ежедневно добывают углеводороды. При этом не практично использовать усложненные модели для предотвращения отказа скважин и оптимизации рабочих характеристик каждой скважины. Кроме того, нерационально использовать усложненные модели во время каждой фазы разработки скважины в связи с длительным временем, требуемым на анализ или обработку данных. При этом усложненные модели оставляют большое количество скважин без оценки потенциальных отказов и в не оптимизированном состоянии.
- 3 031769
Предпочтительно настоящая методика направлена на инструмент пользователя, который прогнозирует технологические показатели скважины, выполняет оценку, оптимизацию и характеристику скважины. В соответствии с настоящей методикой техническая модель, основанная на характеристических поверхностях, предоставляет пределы продуктивности скважины и пределы работоспособности скважины на основе физических свойств. В качестве альтернативы технические имитаторы объединенных физических свойств используются для разработки технических пределов на основе объединенных физических свойств. Предел продуктивности скважины вместе с пределом работоспособности скважины и пределами на основе объединенных физических свойств используется для разработки интегрированных пределов технологических показателей скважины, которые более подробно описаны ниже. Характеристические поверхности можно использовать для эффективной оценки скважины на каждой из разных фаз разработки скважины. В соответствии с этим примерный вариант осуществления инструмента пользователя более подробно описан со ссылкой на фиг. 2.
На фиг. 2 показана примерная система 200 моделирования в соответствии с определенными аспектами настоящей методики. В этой системе 200 моделирования первое устройство 202 и второе устройство 203 могут быть соединены с различными устройствами 204, 206 и 208 - клиентами через сеть 210. Первое устройство 202 и второе устройство 203 могут представлять собой компьютер, сервер, базу данных или другое устройство на основе процессора, в то время как другие устройства 204, 206, 208 могут представлять собой переносные компьютеры, настольные компьютеры, серверы или другие устройства на основе процессора. Каждое из этих устройств 202, 203, 204, 206 и 208 может включать в себя монитор, клавиатуру, мышь и другие интерфейсы пользователя для взаимодействия с пользователем.
Поскольку каждое из устройств 202, 203, 204, 206 и 208 может быть расположено в разных географических местах, таких как разные офисы, здания, города или страны, сеть 210 может включать в себя разные устройства (не показаны), такие как, например, маршрутизаторы, коммутаторы, мосты. Кроме того, сеть 210 может включать в себя одну или больше локальных вычислительных сетей, глобальных вычислительных сетей, серверных локальных сетей или городских локальных сетей или комбинацию этих различных типов сетей. Возможности подключения и использования сети 210 устройствами 202, 203, 204, 206 и 208 будут понятны для специалиста в данной области техники.
Первое устройство 202 включает в себя инструмент 212 пользователя, который выполнен с возможностью обеспечения разных пределов работоспособности скважины и пределов продуктивности скважины на основе характеристической поверхности 214 для пользователя устройств 202, 204, 206 и/или 208. Инструмент 212 пользователя, который может быть расположен в запоминающем устройстве (не показано) первого устройства 202, может представлять собой, например, приложение. Такое приложение, которое более подробно описано ниже, может обеспечивать представление на основе компьютера заканчивания скважины, такой как скважина 103 по фиг. 1, подключенной к месторождению нефти или бассейну отложений, такому как подземная формация 108 по фиг. 1. Инструмент 212 пользователя может быть воплощен как электронная таблица, программа, процедура, программный пакет или дополнительные считываемые компьютером программные инструкции в существующей программе, которые могут быть написаны на компьютерном языке программирования, таком как Visual Basic, Fortran, C++, Java и т.п. Конечно, запоминающее устройство, в котором сохранен инструмент 212 пользователя, может представлять собой любое считываемое компьютером устройство-накопитель обычного типа, используемое для сохранения приложений, которое может включать в себя приводы жесткого диска, гибкие диски, CD-ROM и другие оптические носители, магнитную ленту и т.п.
Как часть инструмента 212 пользователя, можно использовать различные технические модели, которые основаны на сложных объединенных физических моделях, которые можно использовать для генерирования характеристических поверхностей для различных моделей отказа. Характеристические поверхности 214 могут включать в себя различные алгоритмы и уравнения, которые определяют технические пределы скважины для различных моделей отказа. Кроме того, инструмент 212 пользователя может обращаться к ранее сгенерированным характеристическим поверхностям, которые могут применяться для других скважин. Таким образом, инструмент 212 пользователя может быть основан на общей платформе, которая обеспечивает для пользователей возможность оценки технических пределов в одно и то же время, возможно даже одновременно. Кроме того, инструмент 212 пользователя может быть выполнен с возможностью обеспечения вывода графических данных, которые определяют технические пределы и позволяют пользователю сравнивать различные параметры для модификации технических пределов, для повышения производительности без повреждения скважины. Такой вывод графических данных может быть предусмотрен в форме графиков или диаграмм, которые можно использовать для определения определенных ограничений или улучшения производительности скважины. В частности, такие технические пределы могут включать в себя рабочие пределы скважины, пределы продуктивности скважины и пределы на основе объединенных физических свойств, каждый из которых описан более подробно ниже.
Второе устройство 203 включает в себя объединенный физический инструмент 218, который выполнен с возможностью интегрирования вместе различных технических моделей для заканчивания. скважины. Объединенный физический инструмент 218, который может находиться в запоминающем
- 4 031769 устройстве (не показано) второго устройства 203, может представлять собой, например, приложение. Такое приложение, которое более подробно описано со ссылкой на фиг. 7 и 8, может обеспечивать представления на основе компьютера заканчивания скважины, такой как скважина 103 по фиг. 1, соединенной с месторождением нефти или осадочным бассейном, таким как подземная формация 108 по фиг. 1. Объединенный физический инструмент 218 может быть воплощен как программа, процедура, программный пакет или дополнительные, считываемые компьютером программные инструкции в существующей программе, которые могут быть написаны на компьютерном языке программирования, таком как Visual Basic, ФОРТРАН, C++, Java и т.п. Конечно, запоминающее устройство, в котором сохранен объединенный физический инструмент 218, может представлять собой считываемое компьютером устройствонакопитель любого обычного типа, используемое для сохранения приложений, которое может включать в себя приводы жесткого диска, гибкие диски, CD-ROM и другие оптические носители, магнитную ленту и т.п.
Совместно с объединенным физическим инструментом 218 можно использовать различные технические модели, которые основаны на сложных, объединенных физических моделях, для генерирования технических пределов 220 на основе объединенных физических свойств для различных режимов отказа. Технические пределы 220 на основе объединенных физических свойств могут включать в себя различные алгоритмы и уравнения, которые определяют технические пределы для скважины для различных моделей отказов, которые основаны на физических свойствах заканчивания скважины и тесно связаны с заканчиванием скважины. Аналогично инструменту 212 пользователя, к техническим пределам 220 на основе объединенных физических свойств могут обращаться другие устройства, такие как устройства 202, 204, 206 и 208, и которые могут быть выполнены с возможностью вывода графических данных, которые определяют технический предел. Более подробное описание пределов на основе объединенных физических свойств или технических пределов на основе объединенных физических свойств представлено ниже со ссылкой на фиг. 7 и 8.
Предпочтительно в соответствии с настоящей методикой работа скважины может быть улучшена с использованием технических пределов, полученных в результате применения инструмента 212 пользователя, который основан на характеристических поверхностях 214, разработанных с использованием технических моделей имитации или расчетных моделей имитации, основанных либо на способе конечной разности, трехмерного геомеханического конечного элемента, конечного объема, либо на основе другого способа численной дискретизации, который основан на точках или на сетке/ячейках, который используется для решения дифференциальных уравнений с частными производными. В отличие от сложных технических моделей, инструмент 212 пользователя основан на характеристических поверхностях 214, которые получены в результате использования технических моделей, разработанных не для конкретного применения или частного случая разработки. Инструмент 212 пользователя, основанный на характеристических поверхностях 214, можно использовать для множества различных скважин. Таким образом, характеристические поверхности 214 могут представлять собой подробные технические модели, для которых не требуется большая вычислительная мощность и высококвалифицированная экспертиза для обеспечения работы, конфигурирования и оценки программных пакетов, таких как, но без ограничений, ABAQUS™ Fluent™, Excel™ и Matlab™. Кроме того, в отличие от упрощенных моделей, технические пределы, разработанные с использованием инструмента 212 пользователя, учитывают физические свойства, которые определяют поведение скважины. Таким образом, инструмент 212 пользователя учитывает различные физические параметры, которые игнорируют при анализе, основанном исключительно на упрощенных моделях, таких как, например, оценка интенсивности, законы Хога и/или эмпирические правила.
Кроме того, поскольку детальные технические модели были упрощены до характеристических поверхностей 214, инструмент 212 пользователя можно применять для различных скважин, для оценки риска нарушения механической целостности скважины или отказа работоспособности, потенциала продуктивности скважины или предела мощности потока, оптимизации поведения скважины с использованием пределов работоспособности скважины вместе с пределами продуктивности скважины и/или технического предела на основе объединенных физических свойств, который относится к другим физическим явлениям, не учитываемым пределами работоспособности и продуктивности, как описано ниже. В качестве примера оценка риска может проводиться во время фазы выбора концепции для помощи при принятии решений в отношении выбора заканчивания скважины, на фазе планирования скважины для помощи при конструировании скважины и ее заканчивании и на фазе эксплуатации для предотвращения отказов и увеличения производительности на основе технических пределов. Таким образом, характеристические поверхности 214 инструмента 212 пользователя можно применять на различных фазах разработки скважины, поскольку пользователь может регулировать широкий диапазон входных параметров для заданной скважины без затрат времени и без расходов на технические модели, или без ошибок, связанных с ограничительными предположениями в упрощенных моделях. В соответствии с этим инструмент 212 пользователя можно использовать для получения технических пределов скважины, относящихся к работоспособности скважины, как описано со ссылкой на фиг. 3, 4, пределов продуктивности скважины, как описано со ссылкой на фиг. 5-6. Кроме того, пределы работоспособности скважины, и/или
- 5 031769 пределы продуктивности скважины, и/или пределы на основе объединенных физических свойств, полученные с помощью инструмента 212 пользователя, как описано со ссылкой на фиг. 7-8, можно использовать при оптимизации различных технических пределов или рабочих параметров скважины, как описано со ссылкой на фиг. 9-10.
В качестве одного варианта осуществления инструмент 212 пользователя можно использовать для получения характеристических поверхностей 214, которые направлены на определение пределов работоспособности скважины. Пределы работоспособности скважины относятся к пределам механической целостности скважины до события механического отказа. Механический отказ может представлять собой событие, которое приводит к потере возможности использования скважины по ее предполагаемому назначению. Например, механический отказ скважины 103 по фиг. 1 может произойти в результате уплотнения, эрозии, выноса песка, обвала, выпучивания, разделения, сдвига, изгиба, протечек или других аналогичных механических проблем во время операций добычи или нагнетания скважины. Как правило, эти механические отказы приводят к дорогостоящему капитальному ремонту, к необходимости забуривания нового ствола из скважины или операции повторного бурения, используемых для эксплуатации углеводородных месторождений в подземной формации 108 по фиг. 1. Такие решения, применяемые после отказа, являются дорогостоящими и отнимающими много времени способами, которые реакционно решают проблемы, связанные с механическим отказом. Однако при использовании инструмента 212 пользователя потенциально возможные проблемы, связанные с механическим отказом скважины, могут быть определены на разных фазах с тем, чтобы не только предотвращать отказы, но и обеспечивать эффективную эксплуатацию скважины в пределах ее технических возможностей.
На фиг. 3 показана примерная блок-схема последовательности операций генерирования и использования пределов работоспособности скважины с помощью инструмента 212 пользователя по фиг. 2 в соответствии с аспектами настоящей методики. Эта блок-схема последовательности операций, которая обозначена ссылочной позицией 300, лучше всего будет понятна при одновременном рассмотрении фиг. 1 и 2. На этой блок-схеме 300 последовательности операций характеристическая поверхность 214 может быть разработана и может использоваться для получения пределов заканчивания скважины и рекомендаций для фаз выбора концепции, планирования скважины, экономического анализа, проектирования заканчивания скважины и/или эксплуатации скважины для скважины 103. Таким образом, настоящая методика позволяет эффективно получать характеристические поверхности 214 для различных режимов механического отказа или отказа целостности на основе подробного моделирования, выполненного и сохраненного в приложении, таком как инструмент 212 пользователя. В соответствии с этим характеристические поверхности 214, которые основаны на технической модели на основе объединенных физических свойств, обеспечивают для других пользователей алгоритмы и уравнения, которые можно использовать для более эффективного решения проблем механической целостности скважины.
Блок-схема последовательности операций начинается в блоке 302. В блоке 304 устанавливается режим отказа. Установление режима отказа, который представляет собой механическую поломку скважины, включает в себя установление, каким образом конкретная скважина переходит в состояние поломки. Например, режим отказа может быть связан с выносом песка в скважину, который произошел в результате разрушения вследствие скалывающего усилия или разрушения из-за растяжения породы. Такое событие отказа может привести к потере продуктивности скважины 103.
В блоке 306 строят техническую модель для режима отказа для моделирования взаимодействия конструкционных компонентов скважины. Эти компоненты включают в себя трубу, флюиды, породы, цемент, фильтры и гравий в обычных условиях добычи, динамическое забойное давление (ДЗД, FBHP), падение давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта, истощение скважины, дебет скважины, отношение воды к нефти (ОВН, WOR), отношение газа к нефти (ОГН, GOR) или т.п. Критерии отказа определяют на основе характеристик скважины, которые могут относиться к определенному событию отказа для скважины. В качестве примера в случае, когда режим отказа связан с выносом песка, техническая модель может использовать механические свойства пород с численной моделью имитации коллектора и скважины для прогнозирования времени выноса песка в различных условиях эксплуатации, которые могут включать в себя производительность, падение давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и/или истощение скважины. Технические модели затем проверяют для установления достоверности технических моделей, как показано в блоке 308. Проверка технических моделей может включать в себя сравнение результатов, полученных с помощью технических моделей с фактическими данными из скважины 103, сравнение результатов характеристической поверхности с результатами технических моделей или сравнение технических моделей с другими скважинами данного месторождения для установления достоверности упрощающих предположений.
В связи с тем, что технические модели обычно представляют собой детализированные модели конечных элементов, оценка которых занимает существенное время, например, от 1 ч или более до нескольких дней, техническую модель преобразуют в один или больше алгоритмов или уравнений, которые называются характеристическими поверхностями 214, как показано в блоке 310. Преобразование включает в себя выполнение параметрического исследования по диапазону вероятных параметров с технической моделью для создания разных характеристических поверхностей 214. При параметрическом
- 6 031769 исследовании может использоваться численное конструирование экспериментов для получения алгоритмов, используемых для различных ситуаций.
Предпочтительно при параметрическом исследовании фиксируют различные физические параметры и свойства, которые не были приняты во внимание аналитическими моделями, обычно используемыми вместо численных моделей. В результате параметрического исследования получают простые уравнения с использованием методик подбора или пакетов статистического программного обеспечения для формирования характеристических поверхностей 214. Такие методики подбора кривой и поверхности определяют обобщенные уравнения или алгоритмы, которые могут быть основаны на технической экспертизе и/или аналитических упрощениях технических моделей. В частности, подход на основе проб и ошибок можно использовать для определения обоснованной формы характеристических поверхностей 214, которые могут соответствовать большому количеству результатов, полученных в результате параметрического исследования. В соответствии с этим характеристические поверхности 214 могут быть дополнительно упрощены в результате использования различных предположений, таких как, например, однородные свойства породы в зоне коллектора, линейные пути скважин через интервалы добычи и/или коллектор в форме диска.
В блоке 312 алгоритмы и уравнения, которые определяют характеристические поверхности 214, включены в инструмент 212 пользователя. Как указано выше, инструмент 212 пользователя может использоваться для получения для пользователей технического предела в виде выводимых графических данных. Такие графические выходные данные позволяют сравнивать информацию о добыче или нагнетании, такую как производительность и значения давления. Таким образом, пользователь, такой как оператор или инженер, может оценивать текущую производительность или скорость нагнетания в зависимости от технического предела, обозначенного по характеристическим поверхностям 214, для регулировки определенных параметров, для предотвращения отказа скважины или для улучшения поведения скважины 103. Такая оценка может быть выполнена упрощенным способом, поскольку можно выполнять оценку по ранее сгенерированным характеристическим поверхностям вместо необходимости использования технических моделей для имитации соответствующих условий в скважине. При этом пользователь может применять количественный анализ риска для технического предела, генерируемого этими характеристическими поверхностями 214, для учета неопределенности входных параметров и управления соответствующим риском. В блоке 314 инструмент 212 пользователя можно использовать для эффективного применения ранее сгенерированных характеристических поверхностей 214 для получения экономичных решений, планирования скважины, выбора концепции скважины и фаз работы скважины. В соответствии с этим процесс заканчивается в блоке 316.
В качестве конкретного примера скважина 103 может иметь заканчивание в виде скважины с обсаженным стволом, которая включает в себя различные перфорационные отверстия 126. При заканчивании такого типа изменение давления в порах на вскрытой поверхности в песчаном пласте подземной формации 108, которое может быть основано на перепаде давления, образующегося по мере отбора флюидов из пласта и истощения коллектора, может увеличивать напряжение, действующее на перфорационные отверстия 126, в породе эксплуатационного интервала или зоны 116. Если эффективное напряжение в породе в зоне 116 добычи превышает критерий огибающей разрушения вследствие скалывающего усилия или критерий разрушения горной породы, тогда может произойти вынос песка через перфорационные отверстия 126 внутрь ствола 114 скважины. Такой вынос песка внутрь ствола 114 скважины может привести к повреждению оборудования, такого как донная фонтанная арматура 104 и клапаны 128 и 130, а также объектов, таких как эксплуатационный объект 102. В соответствии с этим разрушение вследствие скалывающего усилия породы в подземной формации 108 или превышение критерия разрушения пород в технической модели могут быть определены как режим отказа, как описано в блоке 304.
После определения режима отказа может быть построена техническая модель, которая описывает механические пределы работоспособности скважины (ПРС, WOL), как описано в блоке 306. Конструкция технической модели может включать в себя определение моделей конечного элемента, для имитации дренирования скважины из эксплуатационной зоны 116 через перфорационные отверстия 126 в ствол 114 скважины. Эти трехмерные (3-D) модели могут включать в себя параметры, которые представляют породы в нефтеносном слое в интервале 116 добычи, цементное покрытие 125 и эксплуатационную обсадную колонну 124. Например, перфорационные отверстия 126 в эксплуатационной обсадной колонне 124 могут быть смоделированы как цилиндрические отверстия, и перфорационные отверстия 126 в цементном покрытии 125 и в породах коллектора могут быть смоделированы как усеченные конусы с полусферой на конце перфорационного отверстия.
Кроме того, также можно оценивать свойства и параметры пород нефтеносного слоя, цементного покрытия 125 и эксплуатационной обсадной колонны 124. Например, симметрия модели основана на фазировании перфорационных отверстий и плотности перфорации. Кроме того, граничные условия применяют для представления условий давления в коллекторе. Затем каждую модель оценивают для различных значений падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта для определения точки, в которой порода возле перфорационных отверстий 126 превышает критерий огибающей разрушения вследствие скалывающего усилия или разрушения пород. Падение давления в скважине в резуль- 7 031769 тате отбора флюидов из пласта моделируют, как радиальный поток Дарси из радиуса дренажа скважины в перфорационные отверстия 126. Площадь дренажа скважины представляет собой площадь подземной формации 108, из которой флюиды поступают в ствол 114 скважины.
В качестве примера одна или больше моделей конечных элементов могут быть созданы путем вариации определенных параметров. Эти параметры могут включать в себя:
(1) свойства породы (неограниченная прочность на сжатие (НПС, USC) породы, угол трения породы (УТП, RFA); модуль упругости или модуль сдвига, и/или коэффициент Пуассона породы (КПП, RPR);
(2) свойства обсадной трубы, такие как сортамент труб (например, L80, Р110, Т95, Q125);
(3) свойства цемента (неограниченная прочность на сжатие (UCS), угол трения, модуль упругости или модуль сдвига, коэффициент Пуассона);
(4) радиус дренирования скважины (РДС, WDR);
(5) геометрия перфорационного отверстия (ГП, PG) (входной диаметр перфорационного отверстия (ВДП, PED), длина перфорационных отверстий (ДП, PL) и угол конусности перфорационных отверстий (УКП, РТА);
(6) размер обсадной трубы (внешний диаметр обсадной трубы (ВДО, COD) и отношение диаметра/толщины (Д/Т, D/T) обсадной трубы (ОДТО, CDTR);
(7) размер цементного кольца;
(8) фазирование перфорационных отверстий;
(9) количество перфорационных отверстий на 1 фут (ПОНФ, PSPF).
Хотя можно использовать каждый из этих параметров, может быть предпочтительно, для упрощения, устранить или скомбинировать параметры для облегчения параметрического исследования. Такое уменьшение количества параметров может быть основано на технической экспертизе для комбинирования экспериментов или путем использования подхода экспериментального конструирования или обработки для упрощения параметрического исследования. Сценарии автоматизации можно использовать для облегчения построения модели, имитации и сбора данных имитации для дальнейшего упрощения параметрического исследования. Для данного примера свойства обсадной трубы, фазирование перфорационных отверстий и количество перфорационных отверстий на 1 фут определяют таким образом, чтобы они оказывали минимальное воздействие, и их устраняют из параметрического исследования. В соответствии с этим параметрическое исследование может быть проведено по остальным параметрам, которые включены в табл. 1.
Таблица 1
Параметрическое исследование WOL
| Модель № | RC | RFA | RPR | WDR |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 2 | 1 | 2 | 1 | 3 |
| 3 | 3 | 2 | 2 | 3 |
| 4 | 2 | 3 | 2 | 2 |
| PED | PL | РТА | COD | CDTR |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 2 | 1 | 3 | 2 | 2 |
| 1 | 1 | 1 | 3 | 1 |
| 1 | 3 | 1 | 3 | 2 |
В этом примере три значения могут быть определены для каждого из девяти параметров, представленных выше. В результате может потребоваться выполнить оценку 19683 возможных комбинаций или моделей, как часть параметрического исследования. Каждая из моделей может быть оценена для множества значений падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта для получения отдельных состояний технического предела для каждой модели (например, зависимости падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта от степени истощения).
С помощью созданных технических моделей эти технические модели могут быть проверены и преобразованы в характеристические поверхности 214. Проверка технических моделей, как описано в блоке 308, может включать в себя сравнение отдельных результатов технической модели с фактическими данными, полученными на месторождении, для обеспечения достаточной точности оценок. Фактические данные, полученные на месторождении, могут включать в себя вынос песка при определенном падении давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта для заканчивания. Затем технические модели могут быть преобразованы в характеристическую поверхность, которая описана выше в блоке 310. В частности, результаты и соответствующие параметры для разных технических моделей могут быть сведены в виде электронной таблицы или программы статистической оценки. Влияние изменения девяти параметров по отдельности и во взаимодействии оценивают для разработки характеристических поверхностей 214 для технических моделей. Полученное в результате уравнение или уравнения характеристической поверхности представляют технический предел или предел работоспособности скважины, как функцию падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта.
- 8 031769
Если инструмент 212 пользователя представляет собой компьютерную программу, которая включает в себя электронную таблицу, характеристические поверхности 214 и соответствующие параметры могут быть сохранены в отдельном файле, к которому может обращаться программа, или в комбинации с другими характеристическими поверхностями 214 и параметрами в большой базе данных. Независимо от этого, другие пользователи могут получать доступ к характеристическим поверхностям и параметрам через сеть, как описано выше. Например, инструмент 212 пользователя может принимать команды, вводимые пользователем с клавиатуры для описания определенных параметров в другой скважине. Характеристические поверхности 214, которые встроены в инструмент 212 пользователя, позволяют рассчитывать пределы работоспособности скважины для различных входных параметров, предоставляемых пользователем. Эти входные параметры, предпочтительно, находятся в диапазоне значений, изученных при параметрическом исследовании технической модели.
В качестве результата этого процесса на фиг. 4 иллюстрируется примерный график зависимости падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта от степени истощения скважины в соответствии с данной технологией. На фиг. 4, на графике, который, в общем, обозначен ссылочной позицией 400, сравнивается падение 402 давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта с истощением 404 скважины 103. В этом примере характеристические поверхности 214 могут определять технический предел 406, который представляет собой предел работоспособности скважины, сгенерированный с помощью инструмента 212 пользователя. Как показано на графике 400, технический предел 406 может изменяться в зависимости от относительных значений падения 402 давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и степени истощения 404. Скважина 103 остается продуктивной или работает в режиме без отказа, пока уровень 408 продуктивности или нагнетания находится ниже технического предела 406. Если уровень 408 продуктивности или нагнетания превысит технический предел 406, тогда, вероятно, происходит разрушение вследствие скалывающего усилия породы в подземной формации 108. Таким образом, при превышении технического предела 406 скважина 103 может стать не работоспособной или в ней может произойти вынос песка. В соответствии с этим характеристическую поверхность можно использовать для управления падением давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и степенью истощения на основе технического предела, обозначенного по характеристической поверхности.
Предпочтительно в соответствии с настоящей технологией разные фазы разработки скважины 103 могут быть улучшены путем использования инструмента 212 пользователя, для определения рабочих пределов скважины и поддержания скважины 103 в этих пределах. Таким образом, инструмент 212 пользователя предоставляет пользователям ранее сгенерированные характеристические поверхности 214 на каждом из этапов разработки скважины 103. Поскольку характеристические поверхности 214 были оценены в зависимости от параметров и свойств, инструмент 212 пользователя обеспечивает точную информацию, относящуюся к механической целостности или пределам работоспособности скважины, без задержек, связанных со сложными моделями, и без ошибок, присущих упрощенным моделям. Кроме того, инструмент 212 пользователя может обеспечивать руководство для эксплуатации скважины 103, которое позволяет предотвратить события отказа и увеличить добычу, вплоть до пределов работоспособности скважины.
В качестве другого преимущества характеристическую поверхность можно использовать для генерирования предела возможности нагнетания скважины. Предел возможности нагнетания скважины определяет технический предел для нагнетательной скважины в смысле возможностей этой скважины нагнетать через нее текучие среды и твердые вещества с определенной скоростью, в определенную зону подземной формации. Пример режима отказа, который можно решить с использованием предела возможностей нагнетания, представляет собой потенциал распространения трещины, связанного с нагнетанием, за пределы зоны и, таким образом, приводящий к потере соответствия технологическим требованиям. Другой пример режима отказа, который можно решить, представляет собой возможность срезания обсадной трубы скважины или труб во время взаимодействий между несколькими скважинами, в результате операций нагнетания при близком расположении пробуренных скважин. Характеристическую поверхность для предела возможности нагнетания скважины также можно использовать как модель поведения притока скважины в имитаторе коллектора для имитации нагнетательных скважин в отдельной скважине или в имитаторе заканчивания скважины для имитации технологических показателей скважины.
Аналогично описанию механических отказов, ухудшение мощности потока и характеристик скважины влияет на производительность или скорость нагнетания через скважину. Такое ухудшение может быть связано с геометрией перфорационных отверстий и/или с высокой скоростью потока (который не является потоком Дарси), повреждением пород в призабойной зоне ствола скважины, потерей проницаемости, связанной с уплотнением, или другими аналогичными эффектами. Поскольку модели, которые описывают ухудшение, являются чрезмерно упрощенными, анализ производительности или возможности нагнетания скважины, обеспечиваемый с помощью этих моделей, не учитывает определенные параметры и предоставляет неточные результаты. Следовательно, ошибки в прогнозировании и/или оценке производительности скважины или возможности ее нагнетания, полученные по другим моделям, могут
- 9 031769 отрицательно повлиять на оценку экономических показателей месторождения. Например, невозможность точного учета эффектов геометрии заканчивания, условий эксплуатации, геомеханических эффектов и изменений состава флюидов может привести к ошибкам оценки производительности. Во время последующей фазы добычи ошибки оценки могут привести к неправильной интерпретации испытательных данных скважины, что может привести к дорогостоящему и потенциально неэффективному капитальному ремонту в попытках стимулирования добычи. Кроме ошибок, связанных с простыми моделями, сложные модели также приводят к ошибкам, поскольку эти модели направлены исключительно на определенную ситуацию. В результате различные скважины получаются недостаточно оцененными или игнорируемыми, поскольку не существует инструмента, обеспечивающего характеристические поверхности для этих скважин, работающего в понятной, но эффективной форме.
В соответствии с настоящей методикой можно улучшить продуктивность или возможность нагнетания скважины благодаря использованию таких данных, как характеристическая поверхность в инструменте пользователя. Как описано выше, характеристические поверхности могут быть представлены с помощью упрощенных технических моделей, основанных на моделях технических расчетов, таких как трехмерная геомеханическая модель конечного элемента. Это позволяет для разных пользователей оценивать ранее сгенерированные характеристические поверхности для анализа различных скважин на разных фазах, таких как выбор концепции, планирование скважины, экономический анализ, конструирование заканчивания, и/или на фазе эксплуатации скважины. Во время наблюдения за работой скважины, например, ухудшение работы, часто интерпретируют по измеренным поверхностным значениям. Все же, поверхностные значения не являются достоверным показателем фактического поведения скважины в отношении ее технического предела. В соответствии с этим в результате преобразования технических моделей в характеристические поверхности, как описано выше, можно использовать другие параметры для предоставления пользователю графиков и данных, которые представляют собой более достоверные показатели технического предела скважины. Это улучшает эффективность анализа для пользователя и даже может быть использовано на каждой фазе разработки скважины. Примерная блок-схема последовательности операций этого процесса, предназначенного для использования при определении пределов продуктивности скважины, представлена на фиг. 5.
На фиг. 5 показана примерная блок-схема последовательности операций, относящаяся к использованию пределов продуктивности скважины в инструменте 212 пользователя по фиг. 2, в соответствии с аспектами настоящих технологий. Блок-схему последовательности операций, которая обозначена номером 500 ссылочной позиции, можно лучше всего понять при одновременном рассмотрении фиг. 1-3. В данном варианте осуществления характеристические поверхности, ассоциированные с максимально возможным потоком и характеристиками, могут быть разработаны и могут использоваться для предоставления технических пределов и рекомендаций для выбора концепции, планирования скважины, экономического анализа, конструкции заканчивания и/или фаз эксплуатации скважины. Таким образом, инструмент 212 пользователя может эффективно предоставлять характеристические поверхности 214 для различных пределов продуктивности скважины, основанных на детальной имитации, выполненной ранее для другой скважины.
Блок-схема последовательности операций начинается в блоке 502. В блоке 504 идентифицируется режим ухудшения для скважины 103. Определение режима ухудшения включает в себя определение условий, которые сдерживают пропускную способность притока флюидов в скважину и внутри скважины 103 или способность нагнетания флюидов и/или твердых веществ из скважины 103 в формацию 108. Как отмечено выше, ухудшения представляют собой физические механизмы, управляющие потоком в призабойной зоне ствола скважины, или представляют неспособность скважины 103 пропускать поток или обеспечивать нагнетание с ее теоретической скоростью добычи или нагнетания соответственно. Например, режим ухудшения может включать в себя действие перфорационных отверстий в качестве дросселей потока внутри скважины 103.
В блоке 506 строят техническую модель для режима ухудшения и для моделирования взаимодействия характеристик скважины. Эти характеристики включают в себя компоненты скважины и компоненты заканчивания, трубы, флюиды, породы, фильтры, перфорационные отверстия и гравий в обычных условиях разработки, динамическое забойное давление (FBHP), падение давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта, степень истощения, дебет скважины, отношение воды/нефти (WOR), отношение газа/нефти (GOR) или т.п. В качестве примера в случае ухудшения в связи с действием перфорационных отверстий в качестве дросселей для потока, техническая модель может использовать свойства породы и флюидов с численной моделью имитации коллектора, скважин и перфорационных отверстий для прогнозирования величины ухудшения в разных условиях добычи, таких как дебет скважины, падение давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и/или степень истощения. Затем техническую модель проверяют, как показано в блоке 508. Проверка технической модели может быть аналогичной проверке, описанной со ссылкой на блок 308.
Поскольку технические модели обычно представляют собой подробные модели конечных элементов, как описано выше со ссылкой на блок 306, техническую модель преобразуют в характеристические поверхности 214, которые включают в себя один или больше алгоритмов или уравнений, как показано в
- 10 031769 блоке 510. Аналогично описанию, приведенному выше в отношении блока 310, параметрические исследования выполняют для получения характеристических поверхностей по различным параметрам и свойствам. Предпочтительно параметрические исследования учитывают аспекты, не принимавшиеся во внимание в аналитических моделях, обычно используемых для замены численных моделей. И снова, эти результаты, полученные по параметрическим исследованиям, сводят к численным уравнениям, используя методики подбора или пакеты статистических программных средств для формирования характеристических поверхностей 214.
В блоке 512 алгоритмы характеристических поверхностей 214 включены в инструмент 212 пользователя. Как отмечено выше в блоке 312, инструмент 212 пользователя можно использовать для получения для пользователей графических выходных материалов, описывающих технические пределы для пределов продуктивности скважины. Таким образом, пользователь может оценить текущую продуктивность или степень нагнетания в сравнении с техническим пределом для регулирования дебета или определения степени ухудшения скважины. В блоке 514 характеристические поверхности 214 можно использовать для эффективного применения ранее сгенерированных характеристических поверхностей 214 на фазах принятия экономических решений, планирования скважины, выбора концепции скважины и/или эксплуатации скважины. В соответствии с этим способ заканчивается в блоке 516.
В качестве конкретного примера скважина 103 может представлять собой скважину с заканчиванием в виде обсаженного ствола скважины, который включает в себя различные перфорационные отверстия 126. При таком типе заканчивания поток флюидов в ствол 114 скважины может сдерживаться из-за эффекта дросселирования перфорационных отверстий 126. Если ухудшение будет довольно значительным, скважина не сможет достичь целевого значения дебета при соответствующем падении давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта. В этом смысле, ухудшение может быть синонимом отказу. В таких ситуациях более низкая продуктивность может быть приемлемой, но низкая продуктивность отрицательно влияет на экономические показатели месторождения. В качестве альтернативы уровень в скважине 103 может быть повышен для восстановления скважины 103 до целевого уровня дебета. Однако такой подход может быть не осуществимым из-за ограничений давления на эксплуатационном объекте 102, пределов по падению давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта для работоспособности скважины и других соответствующих ограничений. В соответствии с этим падение давления в перфорационных отверстиях 126 и при протекании через них в заканчивании скважины может быть определено как режим ухудшения или режим отказа для скважины 103, как описано выше со ссылкой на блок 504.
После определения режима ухудшения может быть построена техническая модель для описания предела продуктивности скважины (ППС, WPL), как описано со ссылкой на блок 506. Построение технической модели для пределов продуктивности скважины может включать в себя определение технических расчетных моделей, таких как модели конечных элементов, для имитации сходящегося потока в ствол скважины через перфорационные отверстия 126 в скважине 103. Аналогично построению описанной выше технической модели для пределов работоспособности скважины технические модели могут включать в себя параметры, которые представляют породу нефтеносного пласта в интервале 116 добычи, цементное покрытие 125 и эксплуатационную обсадную колонну 124.
Кроме того, свойства или параметры могут снова быть установлены для породы нефтеносного пласта, цементного покрытия 125 и эксплуатационной обсадной колонны 124. Например, каждую техническую модель оценивают на различных уровнях перепада давления по мере отбора флюидов из пласта для определения такого падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта, при котором ухудшение превышает пороговое значение, что не позволяет достичь целевого уровня дебета. На этой основе создают множество моделей конечных элементов для параметрического исследования, путем изменения следующих параметров: (1) проницаемость породы; (2) фазирование перфорационных отверстий; (3) плотность размещения перфорационных отверстий; (4) длина перфорационных отверстий; (5) диаметр перфорационных отверстий; (6) радиус дренирования скважины и (7) диаметр ствола скважины. Этот пример может быть упрощен путем удаления таких параметров, как радиус дренирования и диаметр ствола скважины, которые, как считается, оказывают минимальное влияние на результаты параметрического исследования. В соответствии с этим выполняют параметрическое исследование по остальным параметрам, которые включены в табл. 2.
- 11 031769
Таблица 2
Параметрическое исследование WPL
| Номер | Проницае- | Фазирование | Плотность | Длина | Диаметр |
| модели | мость | перфора- | размещения | перфора- | перфора- |
| породы | ционных | перфора- | ционных | ционных | |
| отверстий | ционных | отверстий | отверстий | ||
| отверстий | |||||
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 2 | 1 | 2 | 1 | 3 | 2 |
| 3 | 3 | 2 | 2 | 3 | 1 |
| 4 | 2 | 3 | 2 | 2 | 1 |
В этом примере, если три значения определены для каждого из пяти параметров, упомянутых выше, может потребоваться выполнять оценку для 243 возможных комбинаций или моделей. Каждую из моделей оценивают для множества значений падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта для разработки отдельных состояний ограничений для каждой модели (например, зависимости дебета от падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта). В соответствии с этим для этого примера предел продуктивности скважины (WPL) может быть определен по отказу заканчивания скважины обеспечивать добычу с определенным целевым уровнем дебета.
После создания технических моделей они могут быть проверены и преобразованы в характеристические поверхности, как описано в блоках 508 и 510 и в примере, приведенном выше. И снова, характеристические поверхности 214 создают на основе методик подгонки, которые обобщают уравнения технических моделей. Полученные в результате уравнения или уравнение обеспечивают состояние предела или предел продуктивности скважины, которые могут быть сохранены в инструменте 212 пользователя, как описано выше.
В результате этого процесса на фиг. 6А и 6В иллюстрируются примерные графики предела продуктивности скважины в соответствии с настоящими технологиями. На фиг. 6А представлен график, который, в общем, обозначен номером 600 ссылочной позиции, с помощью которого осуществляется сравнение меры ухудшения 602 падения 604 давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта для скважины 103. В этом примере характеристические поверхности 214 могут определять технический предел 606, который представляет собой предел продуктивности скважины, сгенерированный из инструмента 212 пользователя. Как показано на графике 600, технический предел 606 может изменяться в зависимости от относительных значений ухудшения 602 и падения 604 давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта. Скважина 103 остается продуктивной или в режиме без ухудшения до тех пор, пока измеренная степень ухудшения будет находиться ниже технического предела 606. Если измеренное значение ухудшения станет выше технического предела 606, тогда эффект дросселирования перфорационных отверстий 126 или другие режимы ухудшения могут ограничивать производительность. Таким образом, выше технического предела 606 скважина 103 может обеспечить меньший уровень продуктивности, чем целевое значение дебета, и восстановительные действия могут быть выполнены для устранения такого ухудшения.
На фиг. 6В показан график, который, в общем, обозначен номером 608 ссылочной позиции, с помощью которого выполняется сравнение падения 610 давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта, с истощением 612 скважины 103. В этом примере могут быть установлены разные значения технического предела 606 для разных профилей 614, 616 и 618 скважины. Профиль скважины может включать в себя, например, геометрию заканчивания, характеристики коллектора и характеристики пород, свойства флюидов и условия разработки. Как показано на графике 608, профили 614 скважины могут представлять собой перфорационных отверстий с гравийной набивкой, в то время как профиль 616 скважины может представлять собой естественную перфорацию без гравия. Кроме того, профиль 618 скважины может включать в себя интенсификацию гидроразрыва. Профили 614, 616 и 618 скважины иллюстрируют специфичное влияние дросселирования перфорационных отверстий 126 или других режимов ухудшения на основе разных геометрий или других характеристик скважины.
Предпочтительно, как упомянуто выше, пользователи из любого местоположения могут обращаться к инструменту 212 пользователя для создания предела продуктивности скважины и определения степени ухудшения, ожидаемой для конкретных параметров, таких как конструкция перфорации, характеристики пород, свойства флюидов и/или условия разработки скважины. Инструмент 212 пользователя может представлять собой эффективный механизм, поскольку он обращается к ранее определенным характеристическим поверхностям 214 и предоставляет их во время различных фаз или этапов разработки скважины. Например, во время фазы выбора концепции и планирования скважины инструмент 212 пользователя можно использовать для обзора ожидаемой производительности для различных конструкций
- 12 031769 заканчивания скважины. Одновременно, во время фазы конструирования инструмент 212 пользователя позволяет улучшить или оптимизировать определенные аспекты конструкции скважины. Наконец, во время фазы добычи инструмент 212 пользователя можно использовать для сравнения наблюдаемой степени ухудшения с ожидаемой степенью ухудшения, для отслеживания рабочих характеристик заканчивания скважины.
В качестве третьего варианта осуществления настоящей методики инструмент 212 пользователя по фиг. 2 можно использовать для прогнозирования, оптимизации и оценки рабочих характеристик скважины 103 на основе технических моделей, которые связаны с физикой, описывающей движение флюида внутрь скважины или из нее. Как отмечено выше, скважину 103, которая может работать в режиме добычи или в режиме нагнетания, можно использовать для добычи различных флюидов, таких как нефть, газ, вода или пар. Обычно методики технического моделирования не учитывают полный набор основополагающих физических принципов, управляющих движением флюидов внутрь ствола скважины или из него и внутри заканчивания скважины. В результате в технических моделях обычно используются аналитические решения, основанные на сильно упрощающих предположениях, таких как широко распространенное использование принципов наложения и линеаризованных нерегулируемых моделей для описания физических процессов, управляющих технологическим показателем скважины. В частности, такие упрощающие предположения могут включать в себя однофазные теории потока флюидов, применение простых принципов наложения, обработку конечной длины заканчивания скважины как точечного приемника, теории однофазной диффузии давления при анализе переходных данных давления в скважине и использование одного скалярного параметра для учета падения давления внутри ствола скважины в призабойной зоне скважины, в связи с потоками внутри ствола скважины, заканчивания и в призабойной зоне ствола скважины. Кроме того, как описано выше, технические модели могут быть основаны на законах Хога и нефизических свободных параметрах в попытке устранения неточностей, возникающих в результате таких упрощений. Наконец, упрощенные версии технических моделей не могут помочь при диагностике проблем, связанных со скважиной, поскольку данные диагностики, полученные по техническим моделям, часто являются не уникальными и не служат их предполагаемому назначению, состоящему в определении индивидуальных корневых причин проблем, которые влияют на технологические показатели скважины. Таким образом, технические модели не позволяют учитывать связи и масштабы различных физических явлений, которые одновременно влияют на технологические показатели скважины.
Для объединения проблем с упрощенными предположениями технические модели обычно основаны на определенной области скважины и управляются последовательным образом. То есть, технические модели разрабатывают для определенных аспектов работы скважины, таких как конструкция скважины, анализ технологических показателей скважины и имитаторы коллектора. Благодаря фокусированию на конкретном аспекте технические модели снова не позволяют обеспечить последовательный учет различных физических явлений, которые одновременно влияют на технологические показатели скважины. Например, инженеры, конструирующие заканчивания, проектируют скважину, инженеры по эксплуатации анализируют эту скважину, и инженеры промысловики имитируют добычу скважины в пределах своих соответствующих изолированных рамок. В результате каждая из технических моделей для этих разных групп учитывает другие области, как изолированные события, и ограничивает физическое взаимодействие, которое управляет операциями и потоками флюидов в скважину. Последовательная природа конструкции, оценки и моделирования скважины, выполняемых отдельными лицами, сосредоточенными на одном аспекте, не позволяет сама по себе получить методику, которая интегрирует подход, основанный на физических свойствах, для решения проблем технологических показателей скважины.
В соответствии с настоящей методикой объединенный физический инструмент 218 по фиг. 2 может быть выполнен с возможностью предоставления пределов на основе объединенных физических свойств для скважины. Пределы на основе объединенных физических свойств, которые представляют собой технические пределы, можно использовать на различных фазах разработки скважины, которые описаны выше. Такие пределы на основе объединенных физических свойств могут включать в себя влияние различных параметров или факторов, таких как геология и неоднородность пород коллектора, потоки в породах и геомеханические свойства, ограничения наземного промыслового объекта, рабочие условия в скважине, тип заканчивания скважины, объединенные физические явления, разделение фазы, снижение проницаемости, связанное с уплотнением породы, и деформация трубопроводов скважины, эффекты высокоскоростного потока, осаждение твердого осадка на стенках трубопроводов, растрескивание пород, вынос песка и/или другие аналогичные проблемы. Поскольку каждый из этих факторов влияет на поток флюидов из пород подземного коллектора в заканчивание скважины и через него, для эксплуатационной скважины, или через заканчивание скважины в подземную формацию для скважины нагнетания, интеграция физических явлений обеспечивает улучшенный инструмент моделирования технологических показателей скважины, который более подробно описан со ссылкой на фиг. 7.
На фиг. 7 показана примерная блок-схема последовательности операций при разработке предела на основе объединенных физических свойств в соответствии с аспектами настоящей методики. В этой блоксхеме последовательность операций, которая обозначена номером 700 ссылочной позиции, технический предел на основе объединенных физических свойств или предел на основе объединенных физических
- 13 031769 свойств может быть разработан и может использоваться для определения количественных характеристик ожидаемого поведения скважины при перспективном проектировании, при конструировании и оценке различных типов заканчивания скважины, для достижения требуемых рабочих характеристик скважины, во время этапа разработки месторождения, для выполнения гипотетических исследований и количественного анализа риска (КАР, QRA), для количественной оценки неопределенностей в ожидаемых технологических показателей скважины, проблемы определения корневых причин для недостаточных характеристик скважины при каждодневном обследовании месторождения и/или для оптимизации отдельных операций скважины. Таким образом, настоящая методика может предоставить технический предел (пределы), которые представляют собой набор алгоритмов для различных пределов рабочих характеристик скважины, основанных на обобщенных моделях на основе объединенных физических свойств, сгенерированных в результате подробных имитаций, выполненных для этой скважины или других скважин. Эти имитации могут быть выполнены с помощью такого приложения, как инструмент 212 пользователя или объединенного физического инструмента 218 по фиг. 2.
Блок-схема последовательности операций начинается в блоке 702. В блоках 704 и 706 различные параметры и основополагающие физические законы определены для конкретной скважины. В блоке 704 определены физическое явление и основополагающие физические законы, влияющие на технологические показатели скважины. Основополагающие физические законы, управляющие технологическими показателями скважины, включают в себя, но не ограничиваются этим, принципы гидромеханики, которые управляют многофазным потоком флюидов и перепадами давления через породы коллектора и заканчивание скважины, геомеханические принципы, которые управляют деформацией расположенных в призабойной зоне ствола скважины пород и сопровождающими деформациями трубопровода скважины и изменениями свойств потока в породах, термомеханику, которая связана с явлением проводимости тепла и конвекции внутри области пород коллектора, расположенных в призабойной зоне скважины и заканчиванием скважины, и/или химические явления, которые управляют явлением, лежащим в основе посторонних флюидов в коллекторе (т.е. кислот, пара и т.д.), взаимодействующих с формациями пород коллектора, например формирование твердых осадков и отложений. Затем параметры, связанные с заканчиванием скважины, геологией коллектора (поток и геомеханические параметры) и свойствами флюидов (коллектора и посторонних флюидов для коллектора), также определяют, как показано в блоке 706. Эти параметры могут включать в себя различные параметры, которые описаны выше.
После определения физических законов и параметров предел на основе объединенных физических свойств может быть получен, как показано в блоках 708-714. В блоке 708 набор имитаторов объединенных физических свойств может быть выбран для определения характеристики скважины. Имитаторы объединенных физических свойств могут включать в себя компьютерные программы технической имитации, которые имитируют поток флюидов в породах, механические деформации пород, кинетику реакции между посторонними флюидами и породами и флюидами коллектора, растрескивание пород и т.д. Затем может быть проведена имитация моделирования скважины с использованием имитаторов объединенных физических свойств в диапазоне рабочих условий скважины, таких как падение давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и истощение, операций имитации скважины и параметров, идентифицированных в блоке 706. Результаты этих имитаций можно использовать для характеристики поведения скважины, как показано в блоке 710. В блоке 712 предел на основе объединенных физических свойств, который основан на имитации моделирования скважины, может быть разработан как функция требуемых рабочих условий скважины и параметров. Предел на основе объединенных физических свойств представляет собой технический предел, который объединяет сложные и объединенные физические явления, которые влияют на технологические показатели скважины. Такой предел на основе объединенных физических свойств включает в себя комбинацию рабочих условий скважины для поддержания заданного уровня добычи или скорости нагнетания для скважины. Соответственно, этот процесс заканчивается в блоке 714.
Предпочтительно предел на основе объединенных физических свойств можно эффективно использовать для улучшения рабочей характеристики скважины. Например, интегрированное моделирование скважины с использованием имитации на основе объединенных физических свойств обеспечивает надежное прогнозирование, оценку и/или оптимизацию технологических показателей скважины, которые полезны при конструировании, оценке и характеристике скважины. Пределы на основе объединенных физических свойств обеспечивают технические пределы, полученные на основе физических явлений, с использованием которых моделируют скважину для нагнетания и/или для добычи. Например, пределы на основе объединенных физических свойств полезны при разработке заканчивания скважины, в операциях имитации, при оценке технологических показателей скважины на основе переходного анализа давления или анализа температуры внутри скважины, комбинированного анализа данных давления и температуры и/или имитации способности притока скважин в имитаторах коллектора с использованием моделей характеристики притока. В результате использования пределов на основе объединенных физических свойств устраняются ошибки, генерируемые нефизическими свободными параметрами, при оценке или имитации технологических показателей скважины. Наконец, настоящая методика обеспечивает надежные пределы на основе объединенных физических свойств для оценки технологических показателей
- 14 031769 скважины или для разработки уникального набора диагностических данных для определения корневой причины проблем, влияющих на технологические показатели скважины.
В качестве конкретного примера скважина 103 может иметь заканчивание скважины, трещины которого набиты гравием, которое используется на глубоководных месторождениях GOM (Мексиканский залив), имеющих нефтеносные слои в песчанике и отличающиеся слабыми значениями прочности на сдвиг и высокой степенью сжимаемости. Геомеханические характеристики песчаника могут привести к уплотнению породы коллектора, с последующей потерей способности притока в скважину в результате уменьшения проницаемости песчаника, связанной с уплотнением. При этом физическое явление, управляющее потоком флюида в набитые гравием трещины заканчивания скважины, может включать в себя уплотнение породы, условия потока, который не является потоком Дарси, перепады давления в ближайших областях, связанных с наличием гравийного песка в перфорационных отверстиях и крыльями трещин.
Поскольку каждое из физических явлений может возникать одновременно и совместно в близлежащей области и в заканчивании скважины, можно использовать имитатор физической системы, построенный на основе анализа конечных элементов (АКЭ, FEA), для имитации связанного поведения потока флюидов, протекающих через уплотняющуюся пористую среду в заканчивание скважины, трещины которого набиты гравием. Уплотнение породы в таком связанном имитаторе FEA можно моделировать, используя обычное определяющее поведение породы, такое как упругое, пластичное (т.е. Мора-Кулона, Дракера-Прагера, пластичности колпачка и т.д.) или вязко-упруго пластичное поведение. Для учета перепадов давления, связанного с потоком в пористой среде, получающемся в результате высокой скорости потока в скважине, градиент давления можно аппроксимировать по зависимости градиента давления, который не является градиентом давления Дарси, от скорости потока. В результате разрабатывают техническую модель FEA, которая является представительной для ствола скважины (т.е. обсадной трубы, колонны труб, кольцевого зазора, заполненного гравия, обсадной трубы и перфорационных отверстий в цементе), в призабойной зоне ствола скважины (перфорационные отверстия и крылья разрывов) и породы коллектора, вплоть до радиуса дренирования. Такая техническая модель FEA, в которой используется соответствующая основополагающая модель породы и модель потока, который не является потоком Дарси, для перепадов давления применяется для решения связанных уравнений, получающихся по балансу момента и балансу массы, управляющим деформацией породы, и потоку через пористую среду, соответственно. Граничные условия, используемые в этой модели, представляют собой фиксированное динамическое забойное давление внутри ствола скважины и давление в дальней зоне на расстоянии радиуса дренирования. Вместе эти граничные условия могут изменяться для имитации последовательностей падения давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и степени истощения.
Параметры, управляющие поведением заканчивания скважины, могут быть определены. Например, эти параметры могут включать в себя (1) падение давления из-за отбора флюидов из пласта в скважине (т.е. разность между давлением в дальней зоне пласта и динамическим забойным давлением); (2) истощение скважины (т.е. снижение давления в дальней зоне пласта по сравнению с исходным давлением коллектора); (3) диаметр ствола скважины; (4) диаметр фильтра; (5) длина крыла трещины; (6) ширина трещины; (7) размер перфорационных отверстий в обсадной трубе и в цементном покрытии; (8) фазирование перфорационных отверстий; (9) проницаемость гравия и/или (10) коэффициент потока в гравии, который не является потоком Дарси. Некоторые из этих параметров, такие как параметры основополагающей модели породы и свойства потока в породе, могут быть получены по результатам испытаний керна.
В этом примере параметры (3)-(7) могут быть фиксированы в модели FEA на заданном уровне. При фиксированных значениях этих параметров модель FEA можно использовать для проведения последовательности имитаций в установившемся режиме, для изменяющихся уровней падения давления в результате отбора флюидов из пласта и истощения. Результаты, полученные с помощью объединенной модели FEA, можно использовать для расчета эффективности потока скважины. В частности, если модель FEA используется для прогнозируемого потока, для заданного уровня истощения и падения давления в результате отбора флюида из пласта, эффективность потока скважины может быть определена как отношение скорости потока в скважине, рассчитанного с помощью соединенной модели FEA, к идеальной скорости потока. В этом случае идеальная скорость потока определяется как поток в полностью проницаемую вертикальную скважину с заканчиванием, представляющим собой скважину с не обсаженным забоем, которая имеет такой же диаметр ствола скважины, падение давления из-за отбора флюидов из пласта, степень истощения и свойства пород, как в полностью объединенной модели FEA. Используемое свойство потока в породе и проницаемость представляют собой расчет идеальной скорости потока, которая совпадает со значением полученной с помощью полностью объединенной модели, поскольку в данном случае пренебрегают уплотнением породы и влиянием потока, который не является потоком Дарси. В соответствии с этим последовательность значений эффективности заканчивания скважины оценивают для изменяющегося уровня падения давления в результате отбора флюидов из пласта и истощения и для фиксированного набора параметров (3)-(7). Затем упрощенная математическая кривая эффективности заканчивания скважины может быть сгенерирована для переменных уровней падения давления в резуль
- 15 031769 тате отбора флюидов из пласта и истощения, для пределов на основе объединенных физических свойств.
В результате этой обработки в соответствии с настоящей методикой получают примерный график зависимости падения давления в результате отбора флюидов из пласта от степени истощения скважины, иллюстрируемый на фиг. 8. На фиг. 8 с помощью графика, который, в общем, обозначен номером 800 ссылочной позиции, представлено сравнение падения 802 давления в результате отбора флюидов из пласта с истощением 804 скважины 103. В этом примере предел на основе объединенных физических свойств может определять технический предел 806, генерируемый из блок-схемы 700 последовательности операций. Как показано на графике 800, технический предел 806 может изменяться в зависимости от относительных значений падения 802 давления в результате отбора флюидов из пласта от истощения 804. Скважина 103 остается продуктивной до тех пор, пока падение давления по мере отбора флюидов из пласта и степень истощения скважины будут ограничены в пределах технического предела 806. Этот технический предел в данном примере представляет максимальное значение падения давления по мере отбора флюидов из пласта и степени истощения, которые может выдерживать скважина, прежде чем в трубах скважины не возникнут проблемы механической целостности, в результате чего произойдет отказ работоспособности скважины при добыче из уплотняющейся формации коллектора. В качестве альтернативы, технический предел 806 также может представлять максимальный уровень падения давления изза откачки флюидов из пласта и степени истощения скважины для заданного уровня ухудшения потока, связанного с уплотнением породы коллектора, которое вызвано снижением проницаемости породы при добыче из формации уплотняющегося коллектора. В другом примерном сценарии предел на основе объединенных физических свойств может представлять собой комбинированный технический предел в отношении технологических показателей скважины для заданного ухудшения потока, который очевидно следует из объединенной физики потока с высокой скоростью, который не является потоком Дарси, возникающего в комбинации с уплотнением породы, индуцируемым снижением проницаемости.
Независимо от технических пределов, которые могут включать в себя пределы на основе объединенных физических свойств, пределы работоспособности скважины, пределы продуктивности скважины или другие технические пределы технологических показателей скважины могут быть оптимизированы с учетом различных технических пределов по различным причинам. На фиг. 9 представлена примерная блок-схема последовательности операций способа оптимизации рабочих условий скважины и/или архитектуры заканчивания скважины с применением инструмента 212 пользователя по фиг. 2 или в соответствии с инструментом 203 пределов на основе объединенных физических свойств по фиг. 2, в соответствии с аспектами настоящих технологий. В данной блок-схеме последовательности операций, которая обозначена номером 900 ссылочной позиции, один или больше технических пределов могут быть скомбинированы и могут использоваться для разработки оптимизированных условий работы скважины в течение срока службы скважины или оптимизированной архитектуры заканчивания скважины для достижения оптимизированного профиля притока вместе с заканчиванием скважины, путем заканчивания скважины в соответствии с техническими пределами продуктивности скважины. Процесс оптимизации скважины может быть проведен на этапе перспективного проектирования разработки месторождения, конструирования скважины, для оценки различных типов заканчивания скважины, для достижения требуемого технологического показателя скважины, которое соответствует техническим пределам, во время этапа разработки месторождения, определения основных проблем, вызывающих недостаточные рабочие характеристики скважины при ежедневном наблюдении за месторождением, и/или для выполнения гипотетических исследований и количественного анализа риска (КАР, QRA), для количественной оценки неопределенностей в ожидаемом технологическом показателе скважины. Таким образом, настоящая технология может обеспечивать оптимизированные рабочие условия скважины в течение срока службы скважины или оптимизированную архитектуру скважины (т.е. аппаратные средства завершения), которые требуется использовать при заканчивании скважины, которые основаны на различных режимах отказа, связанных с одним или больше техническими пределами. И снова, такой процесс оптимизации может быть выполнен пользователем, который взаимодействует с приложением, таким как инструмент 212 пользователя по фиг. 2, для оптимизации интегрированных технологических показателей скважины.
Блок-схема последовательности операций начинается в блоке 901. В блоках 902 и 904 определяют режимы отказа и получают технические пределы. Режимы отказа и технические пределы могут включать в себя режимы отказа, описанные выше, вместе с соответствующими техническими пределами, сгенерированными по этим режимам отказа. В частности, технические пределы могут включать в себя предел на основе объединенных физических свойств, предел работоспособности скважины и предел продуктивности скважины, как описано выше. В блоке 906 может быть сформулирована целевая функция. Целевая функция представляет собой математическую абстракцию цели, которая должна быть оптимизирована. Например, целевая функция может включать в себя оптимизацию продуктивности скважины для развития производства в течение срока службы скважины, который соответствует техническим пределам. В качестве альтернативы целевая функция может включать в себя оптимизацию профиля притока в заканчивание скважины на основе различных технических пределов, которые управляют добычей из формации вдоль длины заканчивания. В блоке 908 можно использовать решающее устройство оптимизации для решения задачи оптимизации, определенной целевой функцией, вместе с ограничениями оптимиза
- 16 031769 ции, как определено различными техническими пределами, для получения оптимизированного решения или технологические показатели скважины. Конкретные ситуации могут включать в себя сравнение пределов работоспособности скважины и пределов продуктивности или даже предела на основе объединенных физических свойств, которые включают в себя множество режимов отказа. Например, потеря проницаемости, связанная с уплотнением породы, которая приводит к ухудшению продуктивности пласта, может произойти быстро, в случае если произойдет коллапс пор породы коллектора. Хотя увеличение производительности является предпочтительным, потоки в скважине со скоростью, которая приводит к коллапсу пор, могут надолго повредить скважину и ограничить будущую производительность и возможность ее восстановления. В соответствии с этим можно использовать дополнительное падение давления для поддержания производительности, которая может быть ограничена пределом работоспособности скважины, который определяет предел механического отказа скважины. Таким образом, оптимизированное решение может представлять собой падение давления в скважине в результате отбора флюидов из пласта и степень истощения в течение срока эксплуатации скважины, которое одновременно снижает риски в отношении продуктивности скважины в результате эффектов ухудшения потока, которое происходит в результате снижения проницаемости, связанной с уплотнением породы, и риск в отношении работоспособности скважины в результате уплотнения породы при обеспечении максимальной исходной скорости и максимальной суммарной добычи из скважины. Приведенное выше описание также можно применять для нагнетания, которое используется при нагнетании флюидов и/или твердых веществ в формацию. В другом примере оптимизации технические пределы могут быть разработаны для притока вдоль длины заканчивания из различных формаций породы, которые пересекают заканчивание скважины. Целевая функция может быть сформулирована для оптимизации профиля притока, для заданного количества суммарной добычи или скорости нагнетания для скважины. Кроме того, решающее устройство оптимизации можно использовать для решений проблем оптимизации, определенных этой целевой функцией, наряду с ограничениями оптимизации, определенными различными техническими пределами. Такое решающее устройство оптимизации может обеспечить оптимизированное решение, которое представляет собой оптимизированный профиль притока, соответствующий требуемым техническим пределам технологических показателей скважины и целевым значениям производительности скважины или скорости нагнетания.
На основе решений, полученных из решающего устройства оптимизации, может быть разработан план наблюдения за месторождением, который представлен в блоке 910 и дополнительно описан ниже. План наблюдения за месторождением может следовать решениям оптимизации и ограничениям технических пределов для добычи углеводородов эффективным и улучшенным способом. В качестве альтернативы архитектура заканчивания скважины, т.е. тип заканчивания, аппаратные средства и устройства управления притоком могут быть разработаны и установлены в скважине для управления притоком скважины в соответствии с техническими пределами, управляющими притоком из различных формаций в скважину. Затем в блоке 912 скважину можно использовать для добычи углеводородов или нагнетания текучих сред и/или твердых веществ, в соответствии с планом наблюдения, для поддержания работы в технических пределах. В соответствии с этим процесс заканчивается в блоке 914.
Предпочтительно путем оптимизации технологических показателей скважины может быть уменьшена потеря возможностей при добыче углеводородов или нагнетании текучих сред и/или твердых веществ. Кроме того, работу скважины можно регулировать для предотвращения нежелательных событий и улучшения экономических параметров скважины в течение ее периода эксплуатации. Кроме того, настоящий подход обеспечивает техническую основу для каждодневной работы скважины, в отличие от использования законов Хога или других эмпирических правил, которые основаны на ложных предположениях.
В качестве конкретного примера скважина 103 может иметь заканчивание с обсадной трубой, которое представляет собой продолжение примера, описанного выше, в отношении процессов, показанных на фиг. 3 и 5. Как описано выше, рабочие пределы скважины и пределы продуктивности скважины могут быть получены из процессов, описанных на фиг. 3-6B, или пределы на основе объединенных физических свойств могут быть получены, как описано со ссылкой на фиг. 7, 8. Независимо от источника, к техническим пределам обращаются для использования при определении ограничений оптимизации. Кроме того, может использоваться любая требуемая целевая функция, с точки зрения экономической перспективы скважины/месторождения. Такая целевая функция может включать в себя максимизацию производительности скважины или оптимизацию профиля притока скважины и т.д. В соответствии с этим для оптимизации производительности скважины предел работоспособности скважины и предел продуктивности скважины можно использовать одновременно как ограничения для разработки оптимальной истории падения давления по мере отбора флюидов из пласта скважины и степени истощения в течение периода эксплуатации скважины. Условия работы скважины, разработанные таким образом, позволяют систематически управлять риском отказа механической целостности скважины, при снижении потенциального влияния различных режимов ухудшения потока на пропускную способность скважины. В качестве альтернативы для оптимизации профиля притока в заканчивание скважины предел работоспособности скважины и предел производительности скважины для каждого уровня формации, пересекаемого закан
- 17 031769 чиванием скважины, можно одновременно использовать как ограничения для разработки оптимального профиля притока вдоль длины заканчивания в течение периода эксплуатации скважины. Такой оптимальный профиль притока используется для разработки архитектуры заканчивания скважины, т.е. типа заканчивания скважины, аппаратных средств и устройств управления притоком, которые обеспечивают возможность добычи или нагнетания с использованием оптимизированных условий потока.
При использовании оптимизированного решения целевой функции и технических пределов разрабатывают план наблюдения за месторождением. Наблюдение за месторождением может включать в себя мониторинг данных, таких как измеренные значения поверхностного давления или динамического забойного давления скважины, оценка статического забойного давления, или любые другие измеренные поверхностные или забойные физические данные, такие как температура, давление, отдельные скорости фазы флюидов, скорость потока и т.д. Результаты таких измерений могут быть получены с помощью датчиков поверхностного или забойного давления, таких как оптоволоконные кабели с распределенной температурой, датчики температуры в одной точке, измерители потока и/или любые другие измерительные устройства физических данных на поверхности или на дне скважины, работающие в режиме реального времени, которые можно использовать для определения перепада давления в результате отбора флюидов из пласта, степени истощения и производительности каждого слоя коллектора в скважине. В соответствии с этим план наблюдения за месторождением может включать в себя такие инструменты, как, но без ограничений, скважинный манометр, который постоянно установлен внутри скважины или который проложен вдоль проводной линии. Кроме того, волоконно-оптические измерители температуры и другие устройства могут быть распределены вдоль длины заканчивания скважины для передачи результатов измерения данных в режиме реального времени в центральный вычислительный сервер для их использования инженером для регулирования рабочих условий добычи из скважины в соответствии с планом наблюдения за месторождением. Таким образом, план наблюдения за месторождением может указывать, что промысловые инженеры или персонал должны ежедневно просматривать величину падения давления в результате отбора флюидов из пласта и степень истощения или другие условия разработки скважины, сравнивая их с заданным целевым уровнем, для поддержания оптимизированного технологического показателя скважины.
На фиг. 10А-10С иллюстрируются примерные графики, относящиеся к оптимизации скважины по фиг. 1 в соответствии с настоящей методикой. В частности, со ссылкой на фиг. 10А выполняется сравнение предела работоспособности скважины с пределом продуктивности скважины для падения 1002 давления в скважине из-за откачки флюидов из пласта в зависимости от истощения 1004 в соответствии с настоящей технологией. На фиг. 10А на графике, который, в общем, обозначен номером 1000 ссылочной позиции, представлено сравнение предела 1006 работоспособности скважины, как описано со ссылкой на фиг. 4, с пределом 1007 продуктивности скважины по фиг. 6А. В этом примере предусмотрены неоптимизированный или типичный путь 1008 добычи и оптимизированный интегрированный путь 1009 технологических показателей скважины в связи с добычей. Неоптимизированный путь 1008 добычи может улучшать ежедневную добычу на основе состояния с одним пределом, таким как предел работоспособности скважины, в то время как оптимизированный интегрированный путь 1009 (ОИП, IWP) добычи может представлять собой оптимизированный путь добычи, который основан на решении проблемы оптимизации, с использованием целевой функции и технических пределов, описанных выше. Непосредственные преимущества интегрированного пути 1009 добычи, связанные с технологическим показателем скважины, по сравнению с неоптимизированным путем 1008, не является непосредственно очевидными при исследовании только зависимости падения давления из-за отбора флюидов из нефтеносного пласта от степени истощения.
На фиг. 10В показан график, который, в общем, обозначен номером 1010 ссылочной позиции, на котором показано сравнение производительности 1012 с временем 1014 для путей добычи. В этом примере неоптимизированный путь 1016 добычи, который связан с путем 1008 добычи, и путь 1018 добычи IWP, который связан с путем 1009 добычи, представлены в виде производительности скважины в течение периода работы для каждого пути добычи. При неоптимизированном пути 1016 добычи, производительность первоначально выше, но падает ниже уровня пути 1018 добычи IWP с течением времени. В результате путь 1018 IWP добычи представляет более длительное время пологого графика и является экономически предпочтительным.
На фиг. 10C показан график, который, в общем, обозначен номером 1020 ссылочной позиции и на котором показано сравнение общего количества bb1 (баррелей) 1022 за время 1024 для путей производства. В данном примере неоптимизированный путь 1026 добычи, который ассоциирован с путем 1008 добычи и путем 1028 IWP добычи, который связан с путем 1009 добычи, представлен общим значением bb1, добытых из скважины в течение периода работы для каждого пути добычи. Для неоптимизированного пути 1026 добычи общее количество bb1 снова первоначально выше, чем для пути 1028 IWP добычи, но путь 1028 IWP добычи позволяет получить больше, чем неоптимизированный путь 1026 добычи за период времени. В результате большее количество углеводородов, таких как нефть, добывают в течение одного и того же интервала времени, что и при неоптимизированном пути 1026 добычи, в результате чего обеспечивается большая добыча из месторождения при использовании пути IWP добычи.
- 18 031769
В качестве альтернативы для оптимизации можно использовать предел на основе объединенных физических свойств, наряду с целевой функцией для оптимизации технологических показателей скважины. Например, поскольку экономические показатели большинства заканчиваний глубоководных скважин являются чувствительными к исходному значению производительности скважины на плоском участке кривой графика и длительности времени плоского участка, целевая функция может сводиться к поиску максимума производительности скважины. В соответствии с этим имитатор стандартного месторождения можно использовать для разработки модели имитации одиночной скважины для представленной скважины, технологические показатели которой должны быть оптимизированы (т.е. для которой должна быть получена максимальная производительность скважины). Модель имитации месторождения может основываться на способах волюметрической дискретизации сетки/ячейки, которые основаны на геологической модели месторождения, в котором бурят скважину. Способы волюметрической дискретизации сетки/ячейки могут представлять собой способы на основе конечной разности, конечного объема, конечных элементов или могут представлять собой любой другой численный способ, используемый для решения уравнений в частых разностях. Модель имитации месторождения используется для прогнозирования производительности в зависимости от времени для заданного набора рабочих условий, таких как падение давления из-за отбора флюидов из пласта и степени истощения. На заданном уровне падения давления из-за отбора флюидов из пласта и степени истощения технологических показателей скважины в модели имитации ограничивают с помощью предела на основе объединенных физических свойств, разработанного в способе 700 объединенных физических показателей. Дополнительные ограничения в отношении технологических показателей скважины, такие как верхний предел отношения газ-нефть (GOR), отношения вода-нефть (WOR) и т.п., также можно использовать как ограничения при прогнозировании и оптимизации технологических показателей скважины. Решающее устройство оптимизации можно использовать для решения упомянутой выше проблемы оптимизации, для расчета временной истории падения давления из-за отбора флюидов из пласта и степени истощения скважины, в результате чего обеспечивается максимальный плоский участок графика производительности скважины. Затем может быть разработан план наблюдения за месторождением, и он может использоваться, как описано выше.
Хотя настоящие технологии в соответствии с изобретением могут быть подвержены различным модификациям и могут быть выполнены в альтернативных формах, описанные выше примерные варианты осуществления были представлены в качестве примера. Однако следует снова подчеркнуть, что изобретение не ограничивается раскрытыми здесь конкретными вариантами осуществления. Действительно, настоящая методика в соответствии изобретением должны охватывать все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в пределы сущности и объема изобретения, которые определены следующей приложенной формулой изобретения.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Реализуемый с помощью компьютера способ оптимизации технологических показателей скважины, заключающийся в том, что определяют множество режимов (902) отказа для скважины (103);получают по меньшей мере один технический предел, связанный с каждым из множества режимов (904) отказа;формулируют целевую функцию для оптимизации (906) технологических показателей скважины;решают задачи оптимизации, используя целевую функцию и по меньшей мере один технический предел, для оптимизации технологических показателей скважины (908), причем получение по меньшей мере одного технического предела включает генерирование характеристической поверхности (214), включающей в себя алгоритмы или уравнения, которые определяют технический предел для режима отказа из технических моделей имитации или расчетных моделей имитации на основе параметрического исследования или экспериментального подхода и технический предел (220) на основе объединенных физических свойств.
- 2. Способ по п.1, в котором характеристическая поверхность была ранее получена с помощью анализа различных скважин в разных фазах или различных фазах развития скважины.
- 3. Способ по п.1, в котором разрабатывают план наблюдения за месторождением по решениям, полученным из задачи (910) оптимизации.
- 4. Способ по п.3, в котором добывают углеводороды из скважины на основе плана (912) наблюдения за месторождением.
- 5. Способ по п.2, в котором нагнетают текучие среды в скважину на основе плана наблюдения за месторождением.
- 6. Способ по п.3, дополнительно заключающийся в том, что принимают данные о продукции скважины; обновляют оптимизированное решение;обновляют план наблюдения за месторождением на основе обновленного оптимизированного решения;- 19 031769 проводят эксплуатацию скважины на основе оптимизированного решения.
- 7. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один технический предел содержит предел работоспособности скважины, связанный с первым режимом отказа, и предел продуктивности скважины, связанный со вторым режимом отказа.
- 8. Способ по п.7, в котором первый режим отказа содержит определение того, когда происходит разрушение при сдвиге или разрушение при растяжении пород, в результате чего происходит вынос песка из скважины.
- 9. Способ по п.7, в котором первый режим отказа содержит определение одного из смятия, раздавливания, выпучивания и среза труб скважины в результате уплотнения породы коллектора или деформации перекрывающих пород, возникающих в результате добычи углеводородов или нагнетания текучих сред.
- 10. Способ по п.7, в котором второй режим отказа содержит определение того, когда перепад давления через одно из множества отверстий перфорации и множества типов заканчивания скважины препятствует притоку флюидов в скважину или из нее.
- 11. Способ по п.7, в котором второй режим отказа содержит определение того, когда перепад давления, связанный с другими режимами ухудшения, препятствует потоку через призабойную область скважины, через заканчивание скважины и внутри ствола скважины.
- 12. Способ по п.1, в котором один из множества режимов отказа содержит уплотнение пород, связанное со слабой прочностью на сдвиг или высокой степенью сжимаемости.
- 13. Способ по п.1, в котором решение задачи оптимизации основано на оптимизации профиля притока в скважину или профиля оттока при нагнетании по всей длине заканчивания скважины внутри скважины.
- 14. Способ по п.1, содержащий разработку аппаратных средств заканчивания скважины в соответствии с оптимизированным профилем притока или профилем оттока, который основан на решении, полученном из задачи оптимизации.
- 15. Способ по п.1, в котором решение задачи оптимизации основано на оптимизации профиля продукции скважины или профиля нагнетания с течением времени.
- 16. Устройство для оптимизации технологических показателей скважины, содержащее процессор (212, 218);запоминающее устройство, соединенное с процессором; и считываемые компьютером программные инструкции, сохраненные в запоминающем устройстве, к которому обращается процессор, причем считываемые компьютером программные инструкции управляют процессором для приема множества режимов отказа для скважины; получения по меньшей мере одного технического предела, связанного с каждым из множества режимов отказа, формулирования целевой функции для оптимизации технологических показателей скважины; решения задачи оптимизации, используя целевую функцию и по меньшей мере один технический предел для оптимизации технологических показателей скважины; и предоставления оптимизированного решения для пользователя, причем получение по меньшей мере одного технического предела содержит генерирование характеристической поверхности (214), включающей в себя алгоритмы или уравнения, которые определяют технический предел для режима отказа из технических моделей имитации или расчетных моделей имитации на основе параметрического исследования или экспериментального подхода и технический предел (220) на основе объединенных физических свойств.
- 17. Устройство по п.16, в котором считываемые компьютером программные инструкции выполнены с возможностью разработки плана наблюдения за месторождением по решениям, полученным из задачи оптимизации.
- 18. Устройство по п.16, в котором считываемые компьютером программные инструкции выполнены с возможностью обновления оптимизированного решения;обновления плана наблюдения за месторождением на основе обновленного оптимизированного решения и выполнения скважинной операции на основе оптимизированного решения.- 20 031769 103> f104
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US70280705P | 2005-07-27 | 2005-07-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201300750A1 EA201300750A1 (ru) | 2014-03-31 |
| EA031769B1 true EA031769B1 (ru) | 2019-02-28 |
Family
ID=35478761
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201300750A EA031769B1 (ru) | 2005-07-27 | 2006-07-06 | Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций |
| EA200800436A EA200800436A1 (ru) | 2005-07-27 | 2006-07-06 | Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800436A EA200800436A1 (ru) | 2005-07-27 | 2006-07-06 | Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8249844B2 (ru) |
| EP (1) | EP1917619B1 (ru) |
| CN (1) | CN101233526B (ru) |
| BR (1) | BRPI0613857B1 (ru) |
| CA (1) | CA2613817C (ru) |
| EA (2) | EA031769B1 (ru) |
| MX (1) | MX2007016574A (ru) |
| NO (1) | NO344286B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007018858A2 (ru) |
Families Citing this family (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2007016586A (es) * | 2005-07-27 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. |
| MX2007016595A (es) | 2005-07-27 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. |
| CN101375016B (zh) * | 2006-02-10 | 2012-07-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 灵活的完井 |
| AU2008290585B2 (en) * | 2007-08-17 | 2011-10-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
| WO2009061903A2 (en) * | 2007-11-10 | 2009-05-14 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for workflow automation, adaptation and integration |
| US9026417B2 (en) | 2007-12-13 | 2015-05-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Iterative reservoir surveillance |
| EP2269173A4 (en) | 2008-04-22 | 2017-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Functional-based knowledge analysis in a 2d and 3d visual environment |
| WO2010062710A1 (en) * | 2008-11-03 | 2010-06-03 | Saudi Arabian Oil Company | Three dimensional well block radius determiner machine and related computer implemented methods and program products |
| EA201170931A1 (ru) | 2009-01-13 | 2012-01-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Оптимизация планов эксплуатации скважины |
| US9043189B2 (en) | 2009-07-29 | 2015-05-26 | ExxonMobil Upstream Research—Law Department | Space-time surrogate models of subterranean regions |
| US20120166166A1 (en) * | 2009-09-14 | 2012-06-28 | Czernuszenko Marek K | System and Method Visualizing Data Corresponding to Physical Objects |
| EP2531694B1 (en) | 2010-02-03 | 2018-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for using dynamic target region for well path/drill center optimization |
| CA2808078C (en) | 2010-08-24 | 2018-10-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for planning a well path |
| EP2668641B1 (en) | 2011-01-26 | 2020-04-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of reservoir compartment analysis using topological structure in 3d earth model |
| AU2011360212B2 (en) | 2011-02-21 | 2017-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir connectivity analysis in a 3D earth model |
| WO2013006226A1 (en) | 2011-07-01 | 2013-01-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plug-in installer framework |
| US9574433B2 (en) | 2011-08-05 | 2017-02-21 | Petrohawk Properties, Lp | System and method for quantifying stimulated rock quality in a wellbore |
| MX2014007972A (es) * | 2012-02-24 | 2014-11-25 | Landmark Graphics Corp | Determinacion de parametros optimos para una operacion de fondo de pozo. |
| GB201204815D0 (en) | 2012-03-19 | 2012-05-02 | Halliburton Energy Serv Inc | Drilling system failure risk analysis method |
| US9595129B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Canvas control for 3D data volume processing |
| US20140180658A1 (en) * | 2012-09-04 | 2014-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Model-driven surveillance and diagnostics |
| US9189576B2 (en) * | 2013-03-13 | 2015-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Analyzing sand stabilization treatments |
| EP3008281A2 (en) | 2013-06-10 | 2016-04-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Interactively planning a well site |
| US9864098B2 (en) | 2013-09-30 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of interactive drill center and well planning evaluation and optimization |
| MX369499B (es) * | 2013-10-04 | 2019-11-11 | Halliburton Energy Services Inc | Determinación de acimut/echado de formación con datos de inducción multicomponente. |
| WO2016085454A1 (en) * | 2014-11-24 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimizing hydraulic fracturing in a subterranean formation |
| CN115345409A (zh) * | 2015-03-06 | 2022-11-15 | 哈佛蒸汽锅炉检验和保险公司 | 用于钻井和完井操作的风险评估 |
| US10302814B2 (en) * | 2015-08-20 | 2019-05-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Mechanisms-based fracture model for geomaterials |
| US10685086B2 (en) | 2015-09-15 | 2020-06-16 | Conocophillips Company | Avoiding water breakthrough in unconsolidated sands |
| RU2607004C1 (ru) * | 2015-11-26 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин |
| CA3026105A1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-12-07 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and method for well lifecycle planning visualization |
| US10891407B2 (en) | 2017-03-28 | 2021-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for automated-inflow control device design |
| CN108825144B (zh) * | 2018-05-25 | 2023-11-14 | 中国石油大学(北京) | 深水油井井身结构模拟装置 |
| US11940592B2 (en) | 2021-01-15 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Hybrid procedure for evaluating stress magnitude and distribution on a liner |
| US11927080B2 (en) * | 2021-10-25 | 2024-03-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Sand screen selection |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020177955A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-11-28 | Younes Jalali | Completions architecture |
| US20040122640A1 (en) * | 2002-12-20 | 2004-06-24 | Dusterhoft Ronald G. | System and process for optimal selection of hydrocarbon well completion type and design |
| US20040260421A1 (en) * | 2002-06-12 | 2004-12-23 | Ulf Persson | Dynamic on-line optimization of production processes |
Family Cites Families (67)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| US5416697A (en) | 1992-07-31 | 1995-05-16 | Chevron Research And Technology Company | Method for determining rock mechanical properties using electrical log data |
| US6109368A (en) | 1996-03-25 | 2000-08-29 | Dresser Industries, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation |
| US5835883A (en) * | 1997-01-31 | 1998-11-10 | Phillips Petroleum Company | Method for determining distribution of reservoir permeability, porosity and pseudo relative permeability |
| AU2950499A (en) | 1998-05-04 | 1999-11-23 | Schlumberger Evaluation & Production (Uk) Services | Near wellbore modeling method and apparatus |
| US6088656A (en) | 1998-11-10 | 2000-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for interpreting carbonate reservoirs |
| US6662146B1 (en) | 1998-11-25 | 2003-12-09 | Landmark Graphics Corporation | Methods for performing reservoir simulation |
| US6460006B1 (en) | 1998-12-23 | 2002-10-01 | Caterpillar Inc | System for predicting compaction performance |
| US6182756B1 (en) | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Intevep, S.A. | Method and apparatus for optimizing production from a gas lift well |
| US6549854B1 (en) | 1999-02-12 | 2003-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Uncertainty constrained subsurface modeling |
| US6276465B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining potential for drill bit performance |
| US6810370B1 (en) | 1999-03-31 | 2004-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for simulation characteristic of a physical system |
| US6230101B1 (en) | 1999-06-03 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Simulation method and apparatus |
| US6196318B1 (en) | 1999-06-07 | 2001-03-06 | Mobil Oil Corporation | Method for optimizing acid injection rate in carbonate acidizing process |
| GB2351350B (en) | 1999-06-23 | 2001-09-12 | Sofitech Nv | Cavity stability prediction method for wellbores |
| US6266619B1 (en) | 1999-07-20 | 2001-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
| US6549879B1 (en) | 1999-09-21 | 2003-04-15 | Mobil Oil Corporation | Determining optimal well locations from a 3D reservoir model |
| NO310797B1 (no) | 1999-12-13 | 2001-08-27 | Univ California | Fremgangsmåte for å overvåkning av havbunnens innsynkning og gravitasjonsendring |
| US6823332B2 (en) * | 1999-12-23 | 2004-11-23 | Larry L Russell | Information storage and retrieval device |
| US6826486B1 (en) | 2000-02-11 | 2004-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation |
| US6980940B1 (en) * | 2000-02-22 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corp. | Intergrated reservoir optimization |
| GB2377466B (en) | 2000-03-02 | 2004-03-03 | Shell Int Research | Wireless downhole measurement and control for optimizing gas lift well and field performance |
| US20050273304A1 (en) | 2000-03-13 | 2005-12-08 | Smith International, Inc. | Methods for evaluating and improving drilling operations |
| US7020597B2 (en) | 2000-10-11 | 2006-03-28 | Smith International, Inc. | Methods for evaluating and improving drilling operations |
| US7464013B2 (en) | 2000-03-13 | 2008-12-09 | Smith International, Inc. | Dynamically balanced cutting tool system |
| US6785641B1 (en) | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
| AU2001251019A1 (en) | 2000-03-27 | 2001-10-08 | Peter J. Ortoleva | Method for simulation of enhanced fracture detection in sedimentary basins |
| US7188058B2 (en) | 2000-04-04 | 2007-03-06 | Conocophillips Company | Method of load and failure prediction of downhole liners and wellbores |
| US6745159B1 (en) | 2000-04-28 | 2004-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process of designing screenless completions for oil or gas wells |
| US20020055868A1 (en) | 2000-05-24 | 2002-05-09 | Dusevic Angela G. | System and method for providing a task-centric online environment |
| GB0017227D0 (en) | 2000-07-14 | 2000-08-30 | Schlumberger Ind Ltd | Fully coupled geomechanics in a commerical reservoir simulator |
| US7177764B2 (en) | 2000-07-14 | 2007-02-13 | Schlumberger Technology Corp. | Simulation method and apparatus for determining subsidence in a reservoir |
| AU2001293809A1 (en) | 2000-09-12 | 2002-03-26 | Sofitech N.V. | Evaluation of multilayer reservoirs |
| US20020049575A1 (en) | 2000-09-28 | 2002-04-25 | Younes Jalali | Well planning and design |
| WO2002029195A2 (en) | 2000-10-04 | 2002-04-11 | Sofitech N.V. | Production optimization for multilayer commingled reservoirs |
| US6634426B2 (en) | 2000-10-31 | 2003-10-21 | James N. McCoy | Determination of plunger location and well performance parameters in a borehole plunger lift system |
| AU2002239619A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Peter J. Ortoleva | Methods for modeling multi-dimensional domains using information theory to resolve gaps in data and in theories |
| US6836731B1 (en) | 2001-02-05 | 2004-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system of determining well performance |
| US6668922B2 (en) | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| US7200539B2 (en) | 2001-02-21 | 2007-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of predicting the on-set of formation solid production in high-rate perforated and open hole gas wells |
| GB2372567B (en) | 2001-02-22 | 2003-04-09 | Schlumberger Holdings | Estimating subsurface subsidence and compaction |
| US6901391B2 (en) | 2001-03-21 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field/reservoir optimization utilizing neural networks |
| US6904366B2 (en) | 2001-04-03 | 2005-06-07 | The Regents Of The University Of California | Waterflood control system for maximizing total oil recovery |
| US6980929B2 (en) | 2001-04-18 | 2005-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Well data collection system and method |
| FR2824652B1 (fr) | 2001-05-09 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour determiner par simulation numerique les conditions de restauration par les fluides d'un gisement, d'un puits complexe endommage par les operations de forage |
| US20040205576A1 (en) | 2002-02-25 | 2004-10-14 | Chikirivao Bill S. | System and method for managing Knowledge information |
| FR2837947B1 (fr) | 2002-04-02 | 2004-05-28 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour quantifier les incertitudes liees a des parametres continus et discrets descriptifs d'un milieu par construction de plans d'experiences et analyse statistique |
| US6892812B2 (en) | 2002-05-21 | 2005-05-17 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
| WO2003102371A1 (en) | 2002-05-31 | 2003-12-11 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for effective well and reservoir evaluation without the need for well pressure history |
| US7657415B2 (en) | 2002-05-31 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Subterranean formation treatment methods using a darcy scale and pore scale model |
| US20070271077A1 (en) | 2002-11-15 | 2007-11-22 | Kosmala Alexandre G | Optimizing Well System Models |
| US6654692B1 (en) | 2002-11-21 | 2003-11-25 | Conocophillips Company | Method of predicting rock properties from seismic data |
| US6810332B2 (en) | 2003-01-31 | 2004-10-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for computing complexity, confidence and technical maturity indices for reservoir evaluations |
| US6823297B2 (en) | 2003-03-06 | 2004-11-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Multi-scale finite-volume method for use in subsurface flow simulation |
| US6804609B1 (en) | 2003-04-14 | 2004-10-12 | Conocophillips Company | Property prediction using residual stepwise regression |
| FR2855631A1 (fr) | 2003-06-02 | 2004-12-03 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour optimiser la production d'un gisement petrolier en presence d'incertitudes |
| US7343970B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real time optimization of well production without creating undue risk of formation instability |
| US7191062B2 (en) | 2003-12-22 | 2007-03-13 | Caterpillar Inc | Method and system of forecasting compaction performance |
| US20050199391A1 (en) | 2004-02-03 | 2005-09-15 | Cudmore Julian R. | System and method for optimizing production in an artificially lifted well |
| GB2413403B (en) | 2004-04-19 | 2008-01-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
| US20060015310A1 (en) | 2004-07-19 | 2006-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for simulation modeling of well fracturing |
| FR2874706B1 (fr) | 2004-08-30 | 2006-12-01 | Inst Francais Du Petrole | Methode de modelisation de la production d'un gisement petrolier |
| US7809537B2 (en) | 2004-10-15 | 2010-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Generalized well management in parallel reservoir simulation |
| US7859943B2 (en) | 2005-01-07 | 2010-12-28 | Westerngeco L.L.C. | Processing a seismic monitor survey |
| US7561998B2 (en) | 2005-02-07 | 2009-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling, simulation and comparison of models for wormhole formation during matrix stimulation of carbonates |
| MX2007016586A (es) | 2005-07-27 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. |
| MX2007016595A (es) | 2005-07-27 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. |
-
2006
- 2006-07-06 CN CN2006800275474A patent/CN101233526B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-06 EA EA201300750A patent/EA031769B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-06 WO PCT/US2006/026384 patent/WO2007018858A2/en active Search and Examination
- 2006-07-06 CA CA2613817A patent/CA2613817C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-06 EA EA200800436A patent/EA200800436A1/ru unknown
- 2006-07-06 US US11/922,538 patent/US8249844B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-06 EP EP06786516.2A patent/EP1917619B1/en not_active Not-in-force
- 2006-07-06 BR BRPI0613857-8A patent/BRPI0613857B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-07-06 MX MX2007016574A patent/MX2007016574A/es active IP Right Grant
-
2008
- 2008-02-22 NO NO20080922A patent/NO344286B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020177955A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-11-28 | Younes Jalali | Completions architecture |
| US20040260421A1 (en) * | 2002-06-12 | 2004-12-23 | Ulf Persson | Dynamic on-line optimization of production processes |
| US20040122640A1 (en) * | 2002-12-20 | 2004-06-24 | Dusterhoft Ronald G. | System and process for optimal selection of hydrocarbon well completion type and design |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1917619A2 (en) | 2008-05-07 |
| NO344286B1 (no) | 2019-10-28 |
| EA201300750A1 (ru) | 2014-03-31 |
| WO2007018858A3 (en) | 2007-05-24 |
| CA2613817C (en) | 2015-11-24 |
| CA2613817A1 (en) | 2007-02-15 |
| CN101233526A (zh) | 2008-07-30 |
| EP1917619B1 (en) | 2016-08-17 |
| MX2007016574A (es) | 2008-03-04 |
| EA200800436A1 (ru) | 2008-08-29 |
| CN101233526B (zh) | 2012-07-04 |
| BRPI0613857B1 (pt) | 2018-05-22 |
| WO2007018858A2 (en) | 2007-02-15 |
| US20090205819A1 (en) | 2009-08-20 |
| NO20080922L (no) | 2008-04-24 |
| EP1917619A4 (en) | 2010-09-22 |
| US8249844B2 (en) | 2012-08-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031769B1 (ru) | Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций | |
| US8301425B2 (en) | Well modeling associated with extraction of hydrocarbons from subsurface formations | |
| US20090216508A1 (en) | Well Modeling Associated With Extraction of Hydrocarbons From Subsurface Formations | |
| AU2012322729B2 (en) | System and method for performing stimulation operations | |
| US8352227B2 (en) | System and method for performing oilfield simulation operations | |
| US20110011595A1 (en) | Modeling of Hydrocarbon Reservoirs Using Design of Experiments Methods | |
| US20080065362A1 (en) | Well completion modeling and management of well completion | |
| US11401803B2 (en) | Determining fracture surface area in a well | |
| Azin et al. | Production assessment of low production rate of well in a supergiant gas condensate reservoir: application of an integrated strategy | |
| Buijs | DFIT: An Interdisciplinary Validation of Fracture Closure Pressure Interpretation Across Multiple Basins | |
| Al-Hamad et al. | Drilling with 3d Geomechanical Modeling-Efficient Simulation Method | |
| Fombad | A technology perspective and optimized workflow to intelligent well applications | |
| Zambrano-Narvaez et al. | Case study of the cementing phase of an observation well at the Pembina Cardium CO2 monitoring pilot, Alberta, Canada | |
| Shang et al. | Production Evaluation for Gas Condensate at Early Exploration Stage Based on Comprehensive Well Log Analysis and Downhole Fluid Analysis (DFA): Case Study From Bohai Bay | |
| EP4150490A1 (en) | Stability check for thermal compositional simulation | |
| AMRAOUI et al. | Application of Interference Tests in Optimization Of the Productivity Index for an Oil Field | |
| Thapa | Subsea Reservoir modeling computer simulation system | |
| Rahimov | Use of voronoi gridding in well test design | |
| BAGCI | HORIZONTAL WELL LENGTH ANALYSIS IN HEAVY OIL RESERVOIRS USING RISK-BASED IPR MODEL |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |