EA031871B1 - Способ управления испытаниями скважины на приток и используемая в нем компьютерная система - Google Patents

Abstract

Автоматизированный контроль и управление проведением испытаний углеводородных скважин добывающего месторождения. Перенаправление выходного потока скважины, отделенного от выходного потока других скважин месторождения, на расходомер обнаруживается компьютерной системой, например сервером. Сбор результатов измерений, включая расход, измеряемый расходомером, а также других результатов измерений, таких как температура и давление, полученных одновременно с результатами измерения расходомера, производится при помощи компьютерной системы. Определяется период стабильности, в течение которого данные, полученные при проведении испытаний для определения производительности скважины, считаются действительными. По окончании указанного срока или при изменении свойств потока компьютерная система уведомляет пользователя о завершении испытаний. Результаты испытаний могут использоваться для изменения предиктивных моделей скважины, причем такое изменение зависит от результатов проверки, выполненной пользователем. Система может также составлять план и график будущих испытаний.

Description

Предпосылки изобретения

Изобретение относится к области добычи углеводородов (например, нефти и газа) и, более конкретно, направлено на управление испытаниями углеводородных и нагнетательных скважин на приток на месторождении и результатами таких испытаний.

Добыча углеводородов из подземных залежей обычно подразумевает бурение нескольких скважин, расположенных в разных местах пласта. В данном пласте несколько скважин не только развернуты в разных местах поверхности, но также зачастую имеют различные геометрические параметры и различную глубину. Многие типовые скважины также добывают флюид на различных глубинах вдоль одного ствола скважины, из нескольких подземных слоев. В соответствии с сутью метода флюид, добываемый из данной скважины, в том виде, в каком она выходит из устья, часто включает в себя несколько фаз, как правило, таких как природный газ, нефть или нефтепродукты и вода. Используемый в данном документе термин фазовый состав или просто фаза в контексте добываемого флюида обозначает определенную относительную пропорцию воды, нефти и газа в добываемого флюида. Добываемый флюид может также содержать взвешенные твердые частицы, такие как песок или асфальтеновые соединения. Кроме того, как хорошо известно специалистам данной сферы, одна или несколько скважин в пласте могут быть предназначены для введения флюида, как правило, газа или воды, для вторичной добычи и выполнения других функций управления пластом. Как хорошо известно специалистам данной сферы, другие жидкости и газы используются для введения и серийно выпускаются для использования во вторичной добыче и при других операциях управления пластом.

Знание темпа добычи (дебита скважины) и фазового состава добываемого флюида является важным аспектом эффективного управления пластом и отдельными скважинами. Управление пластом обычно включает в себя выбор количества скважин, которые будут развернуты на месторождении, выбор места установки и глубины этих скважин, установки скважин в качестве добычных или нагнетательных скважин, а также определения необходимости остановки скважины или превращения добычной скважины в нагнетательную или наоборот. Управление скважиной включает в себя определение действий, касающихся отдельных скважин, например принятие решения относительно проведения ремонта ствола скважины для увеличения объемов добычи. Темп добычи и информация о фазовом составе, конечно, тоже важны и с экономической точки зрения.

Темп добычи и фазовый состав, как правило, определяются при помощи расходомеров и другого оборудования. Например, в устье или вблизи устья скважины может устанавливаться сепарационное оборудование, предназначенное для разделения фаз с тем, чтобы определить объем каждой фазы. Крановые заслонки (задвижки), установленные на выходе сепараторов, перенаправляют добытую отделенную фазу, полностью либо частично, на расходомер или аналогичное устройство для измерения расхода для данной конкретной фазы. Как правило, такой отбор для каждой фазы производится только периодически, например раз в месяц, в течение 12 ч. Это объясняется необходимостью производства трудоемких работ для прерывания потока и для перенаправления потока различных фаз и необходимостью использования измерительного устройства или сепаратора для других целей, связанных с добычей. Недостаток параметров, измеренных в режиме реального времени, конечно же снижает достоверность полученных измерений и, как следствие, сказывается на решениях, принимаемых на основании таких измерений.

Помимо трудоемкости таких измерений расхода, обычные расходомеры из-за их типового дрейфа с течением времени обычно требуют частой калибровки для обеспечения точности. Также калибровка обычных расходомеров, как правило, обеспечивает точность только в пределах определенного диапазона. Если изменить условия работы так, что установившийся режим скважины выходит за пределы рабочего диапазона, измерение расхода может быть ненадежным. В любом случае, как при дрейфе калибровки, так и при изменении условий эксплуатации расходомер должен быть перекалиброван, отрегулирован или заменен, и каждое такое действие обычно требует физического вмешательства.

В то время как перекалибровка и техническое обслуживание расходомеров береговых скважин представляет собой трудоемкую процедуру, перекалибровка и обслуживание расходомеров морских скважин, как правило, является чрезмерно сложной и дорогостоящей процедурой. Кроме того, несвоевременное обслуживание морских расходомеров может привести к полному отсутствию измерений расхода при поломке критически важного датчика. Условия глубоководных скважин создают особенные трудности для технического обслуживания и выполнения прочих регламентных работ. Так, например, расходомеры, расположенные в скважине или в устье скважины, могут оказаться слишком сложными для перекалибровки по причине затрудненного доступа для технического обслуживания, и зачастую может потребоваться дорогостоящее привлечение специальных судов и другого оборудования.

Кроме того, как правило, не все скважины месторождения оснащены специальным расходомером. Скорее наоборот, многие скважины совместно используют немногочисленные расходомеры других скважин на месторождении. Это особенно относится к морской добыче, поскольку обслуживание донных датчиков нисходящей скважины при глубоководной добыче является весьма трудной задачей. Совместное использование расходомеров, согласно наблюдениям, добавляет неопределенность при измерении расхода и фазового состава. Как правило, при коллективном доступе к расходомерам, особенно в морских условиях, флюид, добытый из нескольких скважин, смешивается перед тем, как попасть на ка

- 1 031871 кую-либо платформу или верхнюю установку. В тексте настоящего документа термин верхний со ссылкой на оборудование и технику обозначает оборудование или установки, которые находятся либо на уровне земли или выше уровня земли (для береговых скважин) или на поверхности либо над поверхностью воды (для морских скважин) (например, добывающие платформы и береговые установки). В любом случае коллективный доступ к верхним измерительным расходомерам, как правило, не позволяет определить объем добычи отдельных скважин без остановки добычи из других скважин.

В заявке на патент США № 2004/0084180 описан метод оценки расхода многофазного флюида на каждом из нескольких элементов эксплуатационной обсадной колонны, расположенных на различной глубине вдоль ствола скважины, и таким образом из различных зон добычи одной скважины. В соответствии с методом, описанным в этой публикации, объемный расход для каждой фазы измеряется в устье скважины, что, конечно, включает в себя дебит каждой зоны добычной скважины. Измеренный объемный расход в устье скважины, а также давление и температура в скважине применяются для модели скважины в целях итерационной оценки расхода по каждой фазе в каждом элементе эксплуатационной обсадной колонны.

Известны пакеты программ для моделирования гидравлических условий нефтеносных скважин, удобные при проектировании и оптимизации работы скважины. К общепринятым пакетам программ для моделирования относится моделирующая программа PROSPER, поставляемая компанией Petroleum Experts Ltd., моделирующая программа PIPESIM, поставляемая компанией Schlumberger, и моделирующая программа WELLFLOW, поставляемая компанией Halliburton. Эти пакеты программного обеспечения для моделирования используют фактически измеренные или предполагаемые параметры расхода, давления и температуры для определения характеристик модели скважины и оценки ее общей производительности. Кроме того, эти пакеты программ для моделирования могут помочь в принятии решений, например при оценке влияния предлагаемых изменений в работе скважины на ее производительность.

Следует также указать заявку на патент США № US 2005/0149307A1, опубликованную 7 июля 2005 г., в которой описано использование моделей скважины при управлении пластом. Измеренные параметры давления, многофазного расхода и т.д. применяются для создания модели добычной скважины, а затем эта модель проходит проверку на основе различных измеренных параметров скважины и пласта.

Обычные виды использования модели скважины при управлении скважиной и пластом, особенно те, которые связаны с определением расхода и фазового состава, представляют собой снимки во времени. Другими словами, различные измеренные данные, полученные на месторождении, применяются к модели скважины автономно, при этом управление моделью скважины осуществляется инженером или другим оператором для определения оценки состояния скважины. Таким образом, эту модель используют и анализируют, в частности, инженеры-нефтяники, инженеры-эксплуатационники, геологи, операторы, техники и т.д. Во многих случаях результаты измерений получаются или выводятся при проведении испытаний скважин, например испытаний при закрытии скважины, в ходе которых скважина закрывается внезапно и при этом производится измерение давления при последующей реакции скважины. Подобные испытания скважины, разумеется, не являются регулярными, но в условиях месторождения они проводятся нечасто. Как хорошо известно специалистам данной области, для выбора подходящей модели скважины для конкретного набора измерений и для принятия решения и отсева результатов измерений, которые могут оказаться неточными, а также для оценки результатов моделирования скважины, могут потребоваться значительные трудозатраты и оценка.

В качестве еще одной предпосылки следует указать то, что установка датчиков давления и температуры в скважинах становится в последние годы общепринятой практикой, поскольку это приводит к повышению надежности и увеличению срока службы таких датчиков. Эти современные скважинные датчики теперь могут выдавать данные измерений в постоянном режиме, приближенном к режиму реального времени, с частотой более одного измерения в секунду.

Фундаментальным принципом является наличие на месторождении большого количества добычных скважин. Как правило, доходы плательщиков арендной платы за право разработки недр распределяются на основе общего дебита (объема добычи) месторождения, а не на основе выхода отдельных скважин на месторождении, учитывая, что учет выхода из отдельных скважин является слишком дорогой процедурой. Таким образом, расход всех скважин месторождения, как правило, объединяется и измеряется совокупно, например посредством определения общего дневного объема добычи месторождения. Это измерение совокупного объема добычи по месторождению является достаточным для экономических целей, несмотря на то что объем добычи отдельных скважин на месторождении колеблется в широком диапазоне.

С другой стороны, с точки зрения управления скважиной и пластом инженеры-эксплуатационники и другие операторы и пользователи заинтересованы в получении данных об объеме добычи из отдельных скважин как относительно других скважин месторождения, так и для понимания изменений объема добычи с течением времени и при изменении условий. Знание объема добычи отдельных скважин позволяет своевременно проводить техническое обслуживание отдельных скважин, в случае, если объем добычи в них уменьшился с течением времени. Это знание также облегчает управление пластом и оптимизацию добычи на месторождении в целом. В связи с этим, зная объем добычи отдельной скважины с течением

- 2 031871 времени, можно оптимизировать реакцию на объем добычи на месторождении в целом, чтобы провести стимуляцию, ввод флюида, поддержание давления и процесс вторичной добычи. И, разумеется, знание объема добычи отдельных скважин на месторождении будет в значительной степени способствовать размещению новых скважин.

Поэтому на обычных добывающих месторождениях как правило обеспечиваются некоторые возможности для измерения выхода флюида из отдельных скважин, по крайней мере, на периодической основе или путем отбора проб. Такие периодические измерения или отборы проб для отдельных скважин именуются в данной дисциплине испытанием скважины на приток. При проведении типичной процедуры испытаний скважины на приток выходной поток из данной скважины физически отделяется от потока других скважин месторождения и направляется на расходомер для измерения, которое проводится в течение нескольких часов. Расходомер может измерять только расход по отдельным фазам (например, нефть, газ или воду), отобранным из конкретной скважины. В определенных случаях применяется многофазный расходомер, который одновременно измеряет выход всех фаз из скважины. Современные подходы к управлению скважиной и пластом таковы, что дебит скважины коррелируется с параметрами одновременного измерения пластового давления и давления в потоке из анализируемой скважины. Другие параметры, такие как температура в стволе скважины, условия на поверхности, давление в потоке флюида из скважины и прочие, могут также одновременно измеряться и коррелироваться с показаниями расходомера. Эти измерения, таким образом, калибруют значения давления и температуры, которые могут быть получены в ходе обычной добычи, так что представление о дебите конкретной скважины может быть получено по измеренным значениям давления и температуры. Кроме того, модели скважины и пласта могут быть откалиброваны периодическими измерениями расхода или отбором проб из отдельных скважин. С экономической точки зрения эти модели и параметры после калибровки значениями измерений дебита скважины могут быть использованы для распределения общей производительности месторождения по отдельным скважинам этого месторождения.

Традиционные подходы к определению производительности скважины на месторождении, как правило, имеют узкое применение, поскольку планирование и проведение таких измерений, в основном, осуществляется на усмотрение и по решению инженеров-эксплуатационников или другого персонала месторождения. Кроме того, некоторый уровень субъективизма при оценке зачастую имеет место при анализе огромного количества данных, полученных при определении производительности всего месторождения. Такие оценки также используется при определении того, какие именно данные, полученные при определении производительности скважины, следует принять к рассмотрению, поскольку зачастую имеется некоторый уровень нестабильности потока обследуемой скважины, и, следовательно, выбор периода установившегося состояния при измерении является несколько субъективным. Непоследовательное применение данных, полученных при определении производительности скважины, различным персоналом и в различных местах месторождения может препятствовать точному сравнению производительности скважины и месторождения с течением времени или сравнению одного месторождения с другим. Кроме того, огромное количество данных делает обычную обработку результатов, полученных при определении производительности скважины, трудоемкой задачей.

Раскрытие изобретения

Таким образом, предметом изобретения является автоматическое обнаружение, анализ и проверка испытаний скважины на приток и результатов таких испытаний на нефтяных и газовых месторождениях.

Еще одним предметом данного изобретения является координация обработки результатов испытаний скважины скважина на приток с мониторингом расхода и фазового состава углеводородных скважин в режиме реального времени.

Еще одним предметом данного изобретения является создание автоматизированной и интеллектуальной системы планирования составления графиков испытаний скважин месторождения на приток.

Еще одним предметом данного изобретения является обновление предиктивных моделей скважины с использованием текущих результатов испытаний скважины на приток, в целях повышения точности таких моделей.

Еще одним предметом настоящего изобретения является создание автоматизированной системы и метода оценки стабильности результатов испытаний скважины на приток в реальном времени в целях обеспечения достоверности данных, подлежащих дальнейшей оценке, и для контроля продолжительности этих испытаний.

Еще одним предметом настоящего изобретения является обеспечение единообразия и последовательности при анализе данных испытания.

Еще одним предметом настоящего изобретения является повышение точности расчетов распределения для месторождений нефти и газа.

Другие цели и преимущества настоящего изобретения будут очевидны для специалистов в данной области, имеющих ссылки на приведенные ниже спецификации и чертежи.

Варианты осуществления данного изобретения включают в себя разработку метода, компьютерной системы или машиночитаемого носителя, предназначенного для хранения компьютерной программы для планирования, мониторинга и анализа результатов испытаний одной или нескольких скважин месторож

- 3 031871 дения на приток.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения такой метод, компьютерная система или машиночитаемый носитель обеспечивает автоматическое обнаружение и обработку проводимого испытания скважины на приток, не требуя вмешательства пользователя или взаимодействия с ним до завершения испытания.

В одном из вариантов осуществления изобретения такой метод, компьютерная система или машиночитаемый носитель обеспечивает автоматическое определение времени сбора достоверных данных испытания скважины на приток и автоматическое определение момента окончания такого испытания.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения такой метод, компьютерная система или машиночитаемый носитель обеспечивают автоматическую калибровку и настройку предиктивной модели скважины на основе последних результатов испытания скважины на приток.

В одном из вариантов осуществления изобретения такой метод, компьютерная система или машиночитаемый носитель, на котором хранится компьютерная программа, обеспечивает автоматическое планирование и составление графика будущих испытаний скважины на приток на месторождении.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения такой метод, компьютерная система или машиночитаемый носитель, на котором хранится компьютерная программа, обеспечивает автоматическую передачу результатов испытаний скважины на приток пользователям для проверки результатов этих испытаний.

Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть реализованы в виде метода, компьютерной системы или машиночитаемого носителя, на котором хранится исполняемая компьютерная программа, которая обеспечивает автоматизированный сбор и обработку данных, и планирование испытаний скважины на приток на месторождении. В одном из вариантов осуществления архитектура клиентсервер содержит серверы, объединенные в сеть и имеющие программные модули. Один программный модуль обнаруживает перенаправление выпускного трубопровода скважины на расходомер и контролирует данные измерения, полученные от расходомера, на предмет их устойчивости в течение интервала испытаний. При обнаружении достаточного количества обработанных данных испытаний скважины на приток или при возникновении иного события, результаты испытания передаются одному или нескольким пользователям.

В соответствии с другими вариантами осуществления данного изобретения результаты выполненных испытаний скважины на приток используются для калибровки или настройки существующих предиктивных моделей скважины. В результате, предиктивные модели, созданные при проведении испытаний, в большей степени способны оценить расход и фазовый состав добычных скважин не во время проведения испытаний и позволяют лучше оценить параметры другой скважины и пласта.

В соответствии с другими вариантами осуществления данного изобретения результаты испытаний скважины на приток обрабатываются для составления графика будущих испытаний на основании результатов, полученных при предыдущих испытаниях, и на основе других параметров.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет собой схему системы измерения и анализа, соответствующую одному из вариантов осуществления изобретения, развернутую на нефтегазовом месторождении;

фиг. 2 - схему, иллюстрирующую пример скважины со связанными с ней датчиками и преобразователями, реализованными в системе указанного варианта осуществления изобретения;

фиг. 3 - график выходных данных модели скважины, соответствующей этому варианту осуществления изобретения;

фиг. 4 - электрическую схему (в виде блок-схемы) компьютерной системы для анализа на основе сервера, соответствующую этому варианту осуществления изобретения;

фиг. 5 - блок-схему архитектуры программного обеспечения, реализованной в системе вычислительных ресурсов, показанной на фиг. 4, и представляющую собой систему анализа, соответствующую этому варианту осуществления изобретения;

фиг. 6 - блок-схему архитектуры программного обеспечения, реализованной в системе вычислительных ресурсов, показанной на фиг. 4, и представляющую собой систему анализа, соответствующую этому варианту осуществления изобретения при работе с несколькими активами;

фиг. 7 - схему этапов обработки информации в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения;

фиг. 8 - блок-схему метода автоматизированного анализа в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения;

фиг. 9 - блок-схему, на которой более подробно показана работа по оценке модели скважины, в соответствии с методом, показанном на фиг. 5 и соответствующим этому варианту осуществления изобретения;

фиг. 10a и 10b - графики выходных данных откалиброванной предиктивной модели, на которых показана функциональная зависимость давления флюида в стволе скважины от расхода в диапазоне постоянного газонефтяного фактора, и функциональная зависимость температуры флюида в устье скважины от расхода в диапазоне значений газонефтяного фактора соответственно;

- 4 031871 фиг. 11 - блок-схему работы одной из возможных процедур выбора на основании составления иерархии нескольких моделей скважины, оценка которых производилась по методу, показанному на фиг. 8 и соответствующему этому варианту осуществления изобретения;

фиг. 12 - диаграмму состояний, на которой показан пример определения рабочего состояния скважины, в соответствии с процессом, показанным на фиг. 8 и соответствующим этому варианту осуществления изобретения;

фиг. 13 - схему примера нефтегазового добывающего месторождения, к которому могут быть применены указанные варианты осуществления изобретения;

фиг. 14 - схему применения расходомера для периодического измерения или отбора проб при проведении испытаний одной или нескольких скважин на приток;

фиг. 15 - блок-схему проведения и анализа испытаний скважины на приток в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения;

фиг. 16 - изображение окна браузера с результатами испытания скважины на приток в соответствии вариантом осуществления изобретения, показанном на фиг. 15.

Подробное описание изобретения

Изобретение будет описано в связи с вариантами его осуществления, а именно, применения на существующем месторождении, на котором нефть и газ добываются из одного или нескольких подземных пластов, поскольку предполагается, что данное изобретение будет особенно полезно при использовании именно в таких условиях. Тем не менее, предполагается, что это изобретение может принести значительную выгоду и в других областях применения и при решении других задач. Соответственно, следует понимать, что приведенное ниже описание дается исключительно в качестве примера и не ограничивает истинные рамки данного изобретения.

Специалистам в данной области техники, имеющим ссылку на данную спецификацию, должно быть очевидно, что варианты осуществления данного изобретения используют физические модели, датчики температуры и датчики давления и, где это применимо, датчики положения задвижек и заслонки, в целях определения расхода и фазового состава флюида, добываемого из скважины. Настоящее изобретение также может предоставлять данные о расходе и фазовом составе, а также другую полезную информацию на постоянной основе, в режиме реального времени или в режиме, близком к реальному времени, с тем, чтобы оптимизировать эксплуатацию скважины или месторождения. В данном документе понятие режим реального времени или режим, близкий к реальному времени обозначает возможность предоставления данных о расходе или фазовом составе и другой подобной полезной информации достаточно своевременно - настолько, чтобы эти результаты объективно отражали текущее состояние скважины. Например, предполагается, что согласно вариантам осуществления данного изобретения данные и информация о расходе и фазовом составе передаются по крайней мере один раз в течение нескольких часов, а предпочтительно от одного раза в час или от двух до нескольких раз в час, с частотой примерно один раз в пять минут, или даже один раз в минуту. В настоящем документе понятие непрерывная в контексте передачи данных и информации о расходе и фазовом составе обозначает такую работу вариантов осуществления данного изобретения, при которой после завершения одного сеанса определения информации о расходе и фазовом составе для данной скважины или скважин, следующий сеанс начинается без каких-либо значительных или существенных задержек. Например, предполагается, что понятие непрерывный относится к такой периодической работе вариантов осуществления данного изобретения, при которой один период начинается после окончания другого периода, причем длительность этих периодов указана выше, начиная примерно с одного раза в минуту (или чаще) до одного раза в течение нескольких часов.

На фиг. 1 показан пример осуществления настоящего изобретения на морском нефтегазовом месторождении. Из этого примера видно, что существует две морские буровые добывающие платформы 2₁ и 2₂. Разумеется, на современном месторождении используется, как правило, большее количество таких платформ 2. Каждая из платформ 2₁ и 22 поддерживает одну или несколько скважин W, показанных колоннами заканчивания 4_n-4₁₄, обслуживаемыми платформой 2₁, и колоннами заканчивания 4₂₁-4₂₄, обслуживаемыми платформой 2₂. Разумеется, одной платформой 2 может обслуживаться большее или меньшее количество колонн заканчивания 4, что очевидно специалистам в данной области. Данная колонна заканчивания 4 и связанное с ней оборудование, в том числе датчики давления в стволе скважины PT, датчики давления в устье скважины WPT, датчики температуры в устье скважины WTT, датчики расхода FT и прочее оборудование, будет в дальнейшем именоваться скважиной W, что показано примером скважины W12 на фиг. 1.

Согласно данному варианту осуществления изобретения один или несколько скважинных датчиков давления или датчиков PT установлены в каждой колонне заканчивания 4. Скважинные датчики давления PT, предположительно, должны иметь обычную конструкцию и дизайн, и быть пригодными для установки в стволе скважины и для использования в процессе добычи. Среди примеров современных скважинных датчиков давления PT, пригодных для использования в связи с настоящим изобретением и имеющихся на рынке, можно упомянуть датчики, поставляемые компанией Quartzdyne Inc.

Кроме того, как показано на фиг. 1, обычные скважинные датчики давления WPT также установле

- 5 031871 ны в устье скважин на платформах 2. Датчики давления в устьях WPT являются обычными, известными в данной области, датчиками давления для установки в устьях скважин и измеряют давление в устье скважины, как правило, на выходе из нескольких скважин после слияния потоков. В то же время датчики давления в устье WPT могут быть установлены в отдельные скважины W. На фиг. 1 также показаны датчики температуры в устье WTT, которые измеряют температуру флюида на выходе из скважины W, обслуживаемой данной платформой 2, также в устье. Кроме того, датчики температуры WTT, установленные в устье, могут обслуживать отдельные скважины W платформы 2, если они будут установлены соответствующим образом.

Предусматривается, что другие датчики, устанавливаемые в стволе и устье скважины, могут быть установлены в отдельных скважинах, на платформах или в других местах на месторождении, если таковое требуется в связи с данным вариантом осуществления изобретения. Например, если это необходимо, датчики температуры могут быть также установлены в стволе скважины. Кроме того, не все скважины W могут иметь все датчики и приборы телеметрии, которые имеются на других скважинах W на месторождении, или даже на той же платформе 2. Кроме того, насколько это известно в данной области, в нагнетательных скважинах W, как правило, не используются скважинные датчики давления PT.

На фиг. 2 схематично показан пример установки различных датчиков давления, температуры и положения вдоль одной из колонн заканчивания 4 скважины W месторождения, показанного на фиг. 1. На фиг. 2 показана часть колонны заканчивания 4, расположенной в скважине, которая проходит в нефтегазоносный пласт F. В этой упрощенной схеме колонна заканчивания 4 включает в себя одну или несколько концентрических насосно-компрессорных колонн, расположенных в скважине 3, определяющих кольцевое пространство между внешней поверхностью наружной насосно-компрессорной колонны и стенкой скважины 3. Через насосно-компрессорную колонну флюид поступает из одного или нескольких пластов F внутрь насосно-компрессорной колонны, и по любому кольцевому промежутку между концентрическими насосно-компрессорными колоннами, обычным образом. Кольцевой промежуток между стволом скважины 3 и колонной заканчивания 4 (и любое кольцевое пространство между внутренним и внешним трубопроводом насосно-компрессорной колонны) может быть зацементирован до определенной глубины, в соответствии с потребностями для данной скважины. Пакеры (не показаны) также могут быть установлены в кольцевом пространстве между стволом скважины 3 и колонной заканчивания 4 для контроля давления и расхода в потоке добываемого флюида, в соответствии с практикой, принятой в данной области. Колонна заканчивания 4 выходит на поверхность в стволе скважины 9.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения и, как известно в данной области, скважинный датчик давления PT предпочтительно располагается в колонне заканчивания 4 на глубине, превышающей приток из самого неглубокого нефтегазоносного пласта F. Как станет ясно из последующего описания, состояние закрытия скважины играет особую роль при проведении анализа по методу, соответствующему данному варианту изобретения. Скважинный датчик давления PT посылает данные на систему сбора данных 6 (фиг. 1) по проводу или посредством другого средства связи (не показано на фиг. 2), находящегося в колонне заканчивания 4.

Как упоминалось выше, в целях осуществления данного изобретения в колонне заканчивания 4 могут быть установлены дополнительные датчики, например, так, как показано на фиг. 2. Устьевые датчики давления и температуры WPT и WTT, соответственно, будут установлены в колонне заканчивания 4, в устье или вблизи устья 9, для измерения давления и температуры в устье скважины W. Кроме того, датчик давления в кольцевом пространстве APT установлен в кольцевом пространстве между стволом скважины 3 и внешней трубой насосно-компрессорной колонны в колонне заканчивания 4, в устье или вблизи устья 9, для измерения давления в кольцевом пространстве вблизи поверхности. Другие датчики и преобразователи, относящиеся к скважине W, также могут быть установлены в устье 9. Как показано на фиг. 2, к этим дополнительным датчикам относится также индикатор положения дроссельной заслонки CPT, который, разумеется, указывает положение дросселя 7 и, таким образом, степень открытия или закрытия дросселем 7 потока флюида, поступающего от колонны заканчивания 4 до эксплуатационного трубопровода. Скважина W, согласно примеру, показанному на фиг. 2, также снабжена газлифтными устройствами, что является общепринятым в этой области, и с этим устройством также связаны различные датчики. На стороне подачи газлифта установлен датчик давления газлифта GLPT и расходомер газлифта (датчик расхода) GLFT, которые измеряют давление и расход соответственно, для газа, который подается в скважину W при газлифтных операциях. Датчик положения контрольной задвижки газлифта GLVPT указывает положение задвижки управления газлифта. Каждый из этих датчиков, показанный на фиг. 2 для скважины W, и любые другие преобразователи, установленные в скважине, на устье 9 или ниже по потоку от устья 9 в эксплуатационном трубопроводе, связаны с системой сбора данных 6 для платформы 2 или другой схемы размещения скважин, так что результаты измерения могут быть получены и переданы на серверы 8 в соответствии с данным вариантом изобретения, как будет описано ниже, и, как показано на фиг. 1.

Как показано на фиг. 1, датчики объемного расхода FT также могут быть дополнительно установлены в каждой колонне заканчивания 4, для каждой из скважин, обслуживаемых каждой из платформ 2, или заделаны в эксплуатационный трубопровод так, чтобы обеспечить его коллективное использование

- 6 031871 несколькими скважинами. Такие датчики расхода FT имеют обычный вид и конструкцию и предназначены для измерения расхода флюида (включая все фазы: газ, нефть и воду). Как будет более подробно описано ниже, в соответствии с этим вариантом изобретения величина потока из данной скважины или колонны заканчивания для каждой фазы (нефть, газ, вода) может быть определена датчиками давления PT в сочетании с измерениями температуры в скважине.

Обратимся к фиг. 1 опять: в этом примере варианта осуществления изобретения, как показано выше, каждая платформа 2₁ и 22 снабжена соответствующей системой сбора данных 6₁ и 6₂. Системы сбора данных 6 являются обычными вычислительными и обрабатывающими системами, установленными на производственной площадке, которые управляют сбором данных измерений от датчиков и преобразователей на платформах 2 и колонне заканчивания 4 на этой платформе 2. Системы сбора данных 6 также управляют передачей результатов этих измерений на береговые серверы 8. В данном варианте осуществления изобретения такая передача осуществляется по обычной проводной или беспроводной линии связи LK. Кроме того, каждая система сбора данных 6 способна принимать сигналы управления от серверов 8, предназначенные для управления сбором дополнительных результатов измерений, для калибровки ее датчиков, и т.п. Системы сбора данных 6 могут осуществлять простейшую обработку сигналов измерения. К такой обработке относится форматирование данных, установка меток времени и, возможно, базовый отсев результатов измерений, хотя предполагается, что большая часть отсева, а также обнаружение и определение аномальных отклонений, как правило, осуществляется серверами 8.

Серверы 8, показанные на этом примере, представляют собой совокупность серверов, расположенных централизованно или распределенно, которая работает в качестве береговой вычислительной системы, и которая получает данные от нескольких платформ 2 месторождения. В соответствии с данным вариантом осуществления изобретения, как будет более подробно описано ниже, эта система проводит анализ результатов измерения давления в скважине. Серверы 8 могут быть реализованы в виде обычного сервера или в виде вычислительных архитектур, в зависимости от того, что лучше подходит для конкретного осуществления изобретения. В этой связи серверы 8 могут быть установлены в крупном центре обработки данных, или же, как часть распределенной архитектуры, ближе к добывающему месторождению. Кроме того, согласно этому варианту осуществления изобретения, один или несколько терминалов удаленного доступа RA находятся в соединении с серверами 8 через обычные локальные или глобальные сети, обеспечивая инженерам-технологам и другим операторам или пользователям доступ к результатам измерений, полученных датчиками давления PT, и переданными и сохраненными на серверах 8. К пользователям и операторам, которым предполагается предоставить доступ к этим результатам измерений посредством терминалов удаленного доступа RA, или персоналу, который будет обрабатывать и использовать варианты осуществления данного изобретения, следует отнести, помимо прочего, инженеровнефтяников, инженеров-эксплуатационников, геологов, операторов, техников и т.п. Кроме того, как станет ясно из дальнейшего описания, предполагается, что серверы 8 будут иметь возможность отправки технологам или другим подобным пользователям и операторам уведомлений об определенных событиях, зарегистрированных одним или несколькими датчиками давления PT, а также сбор данных измерений, соответствующих таким событиям. Согласно настоящему изобретению такая связь обеспечивает важное преимущество, выражающееся в том, что ответственные сотрудники не будут перегружены огромным объемом данных, а могут сосредоточиться на измерениях параметров колонн заканчивания 4 отдельных скважин, сбор которых осуществляется при возникновении важных событий с точки зрения анализа и характеристик скважины и месторождения в целом. В одном из вариантов осуществления изобретения триггер процесса выдает уведомление, которое передается в нужное место или нужному пользователю. В одном из вариантов осуществления такое уведомление является визуальным или звуковым. В других вариантах осуществления изобретения уведомления являются вибрационными, например имеют вид сигнала, посылаемого на пейджер, мобильный телефон или другое электронное устройство, передаются по телефону, электронной почте в виде текстовых или автоматических сообщений, каждое из которых передается соответствующему пользователю. Согласно одному из примеров осуществления сообщение электронной почты может быть автоматически отправлено ответственному пользователю с сетевой ссылкой на событие, которое включило подачу такого уведомления. Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения такие отдельные события предварительно определены в системе или настроены в системе соответствующего пользователя.

Несмотря на то что вариант осуществления настоящего изобретения, показанный на фиг. 1, описан в контексте морского месторождения, специалистам в этой области, имеющим ссылки на эту спецификацию, будет очевидно, что данное изобретение применимо также к управлению береговыми месторождениями углеводородов, а также отдельными скважинами и группами скважин на таких береговых месторождениях. Разумеется, в случае береговой добычи нефти и газа, скважины и колонны заканчивания расположены не на платформе. Таким образом, каждая скважина или колонна заканчивания может иметь собственную систему сбора данных 6 для соединения датчиков с серверами 8. И наоборот, система сбора данных может быть установлена вблизи нескольких скважин на месторождении, и таким образом может управлять передачей результатов измерений от нескольких скважин, аналогично тому, как это предусмотрено для систем сбора данных 6 на платформе, показанной на фиг. 1.

- 7 031871

Согласно вариантам осуществления данного изобретения и как станет ясно из дальнейшего описания, серверы 8 составляют предварительные оценки скорости потока (расхода) для каждой из нескольких фаз добываемого флюида (газа, нефти, воды) по результатам измерения давления, температуры и положения, полученным, как показано на примере фиг. 2. Кроме того, согласно вариантам осуществления данного изобретения, серверы 8 могут выводить рабочее состояние или режим работы скважины W из этих результатов измерений, что будет описано более подробно. Выводы значений расхода, фазового состава и режима работы составляются серверами 8 путем применения результатов измерений к одной или нескольким компьютерным предиктивным моделям, при этом желательно, чтобы результаты, полученные из этих выводов, генерировались посредством автоматизированных процедур с учетом самих результатов измерения.

В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения модели скважины, используемые серверами 8 для вывода расхода, фазового состава и рабочего режима, основаны на общепринятых гидравлических моделях скважин, хорошо известных в данной области. К таким общепринятым и общеизвестным гидравлическим моделям скважин относится моделирующая программа PROSPER компании Petroleum Experts Ltd., моделирующая программа PIPESIM компании Schlumberger и моделирующая программа WELLFLOW компании Halliburton. Обычно в этих моделях в качестве основной используется гидравлическая модель трубы скважины, основанная на физических и термодинамических законах течения флюидов. Другая модель, которая может быть удобна в контексте вариантов осуществления настоящего изобретения, представляет собой хорошо известную модель дифференциального давления заслонки Перкинса, в соответствии с описанием Перкинса Критический и докритический поток многофазных смесей через заслонки, бюллетень SPA № 20633 (Общество инженеров-нефтяников, 1993), которое включено посредством ссылки в данный документ. Чтобы повысить устойчивость работы системы в целом, другие методы моделирования также могут быть использованы вместо этих обычных гидравлических моделей скважины или совместно с ними. Также предполагается, что другие новые или измененные гидравлические модели скважин могут быть легко применены к системе мониторинга, внедренной в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения, без проведения специалистами в этой области, имеющими ссылки на эту спецификацию, неоправданных экспериментов.

В упрощенном смысле модели скважины, используемые в связи с данным изобретением, трактуют моделируемую скважину аналогично трубопроводу, имеющему физическую геометрию скважины. В некоторых случаях модель скважины представляет собой одномерную модель расчета свойств флюида в зависимости от длины скважины. Другие модели скважины могут включать в себя более одного измерения вдоль всей длины скважины или ее части. Например, поток флюида может моделироваться в зависимости от длины и радиуса. Еще, для примера, поток флюида может моделироваться по трем измерениям. В некоторых случаях поток флюида моделируется в одном измерении на протяжении большей части скважины и в нескольких измерениях - на определенном участке скважины. Например, в отдельных зонах скважины, где поток значительно отклоняется от одномерного перемещения, в эту зону можно добавить одно или несколько измерений. При использовании таких упрощенных моделей расход и фазовый состав могут вычисляться несколько раз в минуту.

В соответствии с вариантами осуществления данного изобретения при выводе результатов измерений расхода и фазового состава для использования будет доступен целый ряд гидравлических моделей. Эти гидравлические модели рассчитывают расход и фазовый состав, а в некоторых случаях давление в пласте или другие параметры, путем сопоставления значений давления в стволе скважины или температуры в устье скважины (или обоих этих параметров), полученных при моделировании, с реальными данными измерения этих параметров. Один класс таких гидравлических моделей основан на моделях всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны, из которых состоит колонна заканчивания 4. Эти модели наиболее полезны в ситуациях, когда пластовое давление известно с высоким уровнем достоверности. Согласно этим моделям, которые будут в дальнейшем именоваться полными моделями или моделями всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны, расчет фазового параметра оптимизирован так, чтобы он соответствовал измеренному давлению в скважине или измеренной температуре в устье скважины.

На фиг. 3 показан пример расчета расхода и фазового состава с использованием упрощенной модели всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения. Кривая 31 иллюстрирует взаимосвязь фазового параметра (например, обводненности) с измеряемым параметром, таким как давление в скважине, на данном примере, в соответствии с выбранной моделью всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны для данной скважины W. Кривая 33 иллюстрирует взаимосвязь фазового параметра (например, обводненности) с предполагаемой производительностью добычи, также в соответствии с полной моделью. На этом примере после получения значения измеряемого параметра давления в скважине это значение применяется к модели скважины W, для которой было проведено это измерение с целью получения фазового параметра обводненности по кривой 31. После этого значение фазового параметра выводится из модели таким образом, чтобы применить значение фазового параметра к модели и получить значение производительности по кривой 33 (фиг. 3). Таким образом, выбранная модель скважины W используется для по

- 8 031871 лучения информации о расходе и фазовом составе по результатам измерения давления в скважине.

Как уже упоминалось выше, этот класс моделей (модель всасывающего трубопровода и насоснокомпрессорной колонны) также может работать на основе результатов измерения температуры в устье скважины вместо результатов измерения давления в скважине, как описано выше.

Другой тип модели скважины, используемый в связи с вариантами данного изобретения, основан только на гидравлической модели трубы и не моделирует приток в трубу. Поскольку данный класс моделей (далее - модель трубы) не моделирует приток, то определять или прогнозировать пластовое давление не обязательно. Более того, модели этого класса способны вывести пластовое давление из других измерений. В общем смысле модели этого типа регулируют фазовый параметр и расход (т.е. кривые 31, 33 на фиг. 3) таким образом, чтобы получить одновременное соответствие измеренным значениям давления в скважине и температуры в устье скважины.

Разумеется, фактическое генерирование значений расхода и фазового состава с использованием модели скважины, согласно вариантам осуществления данного изобретения, не проводится графически с помощью кривых и графиков, как показано на фиг. 3. Более того, как будет более подробно описано ниже, для расчета желаемых результатов используются автоматизированные программные числовые и аналитические методы.

В целях лучшего понимания контекста изобретения в приведенной ниже таблице показан пример результатов измерений и моделей скважины, используемых в данном варианте осуществления изобретения. На этом примере показаны применяемые модели, такие как модель заслонки Перкинса и гидравлические моделей скважины в различных режимах работы или вариантах, в зависимости от имеющихся данных измерений. Гидравлические модели скважины могут соответствовать моделям PROSPER, уже упомянутым выше, или другим гидравлическим моделям скважины, в дополнение или в качестве альтернативы, в том числе другим аналогичным гидравлическим моделям, известным в данной области, или тем, которые могут быть разработаны в будущем. Предусматривается, что масштаб данного изобретения, согласно формулам, не ограничивается конкретными моделями, которые могут быть использованы. Таким образом, конкретные модели представлены только в качестве примера. Кроме того, как видно из таблицы, возможна также модель заслонки PROSPER, которая может быть применена в сочетании с другими моделями. Как известно на данном этапе, модель заслонки выводит значения расхода и фазового состава на основе измеренного перепада давления на дроссельной заслонке эксплуатационной скважины и предполагаемого значения соотношения концентрации газа и нефти (газонефтяного фактора) и обводненности. Для примера, эти гидравлические модели, как описано выше, выдают предполагаемые значения расхода и фазового состава, которые соответствуют результатам измерения давления в скважине или температуры в устье скважины. Кроме того, в дополнение к перечисленным моделям, при определении расхода и фазового состава, в зависимости от имеющихся результатов и уравнений, определяемых пользователем, могут применяться числовые уравнения, определяемые пользователем.

- 9 031871

	Значения параметров (ТР - требуемый результат измерения, ПЗ предполагаемое значение, РАСЧ - расчётное значение)
Название модели/варианты	Давление в устье скважины	Температура в устье скважины	Давление в стволе скважины	Давление в пласте	Обводненность (ГВФ)	Газонефтяной фактор (ГНФ) или газоконденсатный фактор (ГКФ)	Скорость закачки газлифта
Модель заслонки Перкинса	ТР	РАСЧ	н/о	н/о	ПЗ	ПЗ	ТР
Полная модель (без соответствия по фазам)	Гидравличе ские модели всасывающ его трубопрово даиНКК	ТР	РАСЧ	РАСЧ	ПЗ	ПЗ	ПЗ	ТР
Полная модель, согласованная с давлением в стволе скважины (ДСС)	РАСЧ	РАСЧ	ТР	ПЗ	ПЗ	ПЗ	ТР
Полная модель (ДСС) с регулировкой ГВФ	ТР	РАСЧ	ТР	ПЗ	РАСЧ	ПЗ	ТР
Полная модель, согласованная с температурой устья скважины (ТУС), с регулировкой ГВФ	ТР	ТР	РАСЧ	ПЗ	РАСЧ	ПЗ	ТР
Полная модель (ДСС) с регулировкой ГНФ/ГКФ	ТР	РАСЧ	ТР	ПЗ	ПЗ	РАСЧ	ТР
Полная модель (ТУС) с регулировкой ГНФ/ГКФ	ТР	ТР	РАСЧ	ПЗ	ПЗ	РАСЧ	ТР
Полная модель (ДСС) с регулировкой	ТР	РАСЧ	ТР	ПЗ	ПЗ	ПЗ	РАСЧ

- 10 031871

значения газлифта
Полная модель (ТУС) с регулировкой газлифта	ТР	ТР	РАСЧ	ПЗ	ПЗ	ПЗ	РАСЧ
Модель НКК (ДСС)	Модель НКК (без моделирова НИЯ	ТР	РАСЧ	ТР	РАСЧ	ПЗ	ПЗ	ТР
Модель НКК	ТР	ТР	РАСЧ	РАСЧ	ПЗ	ПЗ	ТР
(ТУС) Модель НКК (ДСС и ТУС), с регулировкой ГВФ	ТР	ТР	ТР	РАСЧ	РАСЧ	ПЗ	ТР
Модель НКК (ДСС и ТУС), с регулировкой ГНФ	притока)	ТР	ТР	ТР	РАСЧ	ПЗ	РАСЧ	ТР
Модель НКК (ДСС и ТУС), с регулировкой газлифта	ТР	ТР	ТР	РАСЧ	ПЗ	ПЗ	РАСЧ
Модель заслонки PROSPER	ТР	ТР	н/о	н/о	ПЗ	ПЗ	ТР
Определенные пользователем эмпирические оценки расхода	Опреде- ляемые пользователем	Определяемые пользователем	Опреде- ляемые пользователем	Опреде- ляемые пользователем	Опреде- ляемые пользователем	Опреде- ляемые пользователем	Определяемые пользователем
Результаты измерения расхода, относящиеся к конкретной скважине	н/о	н/о	н/о	н/о	н/о	н/о	н/о

В таблице метод согласования фазового состава ДСС относится к согласованию расчетных значений расхода по отношению к давлению в стволе скважины, а метод согласования фазового состава ТУС относится к согласованию расчетных значений расхода по отношению к температуре в устье скважины. Как видно из таблицы, модели насосно-компрессорных колонн (НКК) подбирают значения расхода и фазового состава к значениям давления в стволе скважины и температуры в устье скважины, и дают дополнительную степень свободы по причине отсутствия моделирования притока. Кроме того, как показано в табл. 1, в набор моделей 27 скважины могут быть включены определяемые пользователем эмпирические оценки расхода. Для такого варианта использования конкретные параметры, используемые в целях определения расхода и фазового состава, определяются пользователем для каждого конкретного случая и могут не иметь связи с какой-либо определенной комбинацией входных данных, полученных от датчиков. Примерами таких пользовательских эмпирических оценок могут являться анализ кривой истощения пласта на основе архивных данных о проведении испытаний, а также сочетание эмпирических зависимостей для конкретного объекта, которые не основаны на физических моделях. В таблице также показаны результаты измерений расхода для конкретной скважины, включенные в набор моделей скважины 27, которые относятся к тем ситуациям, когда датчик расхода FT, установленный в скважине W, напрямую передает информацию о расходе и фазовом составе для данной скважины. Если он имеется и находится в рабочем состоянии, то такие прямые результаты измерения расхода и фазового состава могут быть приняты приоритетно по отношению к значениям, полученным другими моделями скважин 27 в результате вычислений.

Кроме того, как видно из таблицы с указанием моделей и входных параметров, наличие одних результатов измерений и отсутствие других результатов позволяет выбрать ту или иную модель. Так, например, если имеются надежные результаты измерения давления в стволе скважины, но отсутствует достоверное значение температуры в устье, то для получения значений расхода и фазового состава, наряду с пластовым давлением и температурой в устье скважины, может использоваться модель НКК, с учетом значений обводненности и газонефтяного фактора, путем сопоставления значения расхода и фазового состава с ДСС. И наоборот, если отсутствует значение (или имеется недостоверное значение) давления в стволе скважины, но имеется достоверное значение температуры в устье, то для получения значений расхода и фазового состава, наряду с пластовым давлением и давлением в стволе скважины, может использоваться модель НКК, с учетом значений обводненности и газонефтяного фактора, путем сопоставления значения расхода и фазового состава с ТУС. Взаимодействие между различными моделями не только позволяет получить расчетные значения, основанные на доступных и надежных результатах измерений, но также может повысить надежность расчета расхода и фазового состава путем подтверждения расчетных значений несколькими моделями, о чем будет сказано ниже.

Как видно из примера, приведенного в таблице, некоторые значения параметров, используемые мо

- 11 031871 делями, являются предполагаемыми значениями. Эти предполагаемые значения могут быть основаны на проведении испытаний скважины на приток или являться результатами предыдущих измерений этих параметров. Наоборот, предполагаемые значения этих параметров могут представлять собой значения, сгенерированные другими моделями, или моделями для других скважин месторождения, или могут быть просто введены пользователем самостоятельно.

Однако согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения эти предполагаемые значения, которые обычно считаются постоянными значениями, могут выражаться в виде функций. В соответствии с настоящим изобретением было обнаружено, что вместо определенных констант для создания динамической модели могут быть использованы математические функции. К примерам значений, которые рассматриваются обычными моделями как константы, но могут быть представлены как функции (в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения) можно отнести пластовое давление, коэффициент продуктивности, газонефтяной фактор и обводненность. Эти параметры показаны в таблице в качестве предполагаемых значений. В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения одно или несколько таких предполагаемых значений выражаются в виде функций от времени или функций от другого параметра. Например, пластовое давление может быть выражено функцией от времени или от совокупной выработки или в виде зависимости от обоих этих параметров. Обводненность может быть выражена как функция от времени, в то время как коэффициент продуктивности скважины может быть выражен как функция от времени и как функция от одной или нескольких переменных, таких как расход, обводненность и газонефтяной фактор. Предусматривается, что функциональные выражения, используемые для этих предполагаемых параметров, могут легко вычисляться при использовании конкретной модели для конкретных результатов измерений. Так, например, если время является переменной, то метки времени результатов измерений или другие указания на точное время, когда должны быть выполнены расчеты с использованием модели, можно легко применить к функции от переменной времени. Например, если скорость изменения пластового давления от времени может быть оценена по предыдущим расчетам, то значение входного параметра пластового давления для выбранной модели легко вычисляется из результатов предыдущих измерений и оценок, и может быть использовано в качестве текущего значения пластового давления для модели, наряду с текущими значениями давления и температуры. Долговечность результатов предыдущих измерений и, следовательно, долговечность самой модели может быть значительно увеличена. Такой подход также устраняет необходимость итерационного изменения или итерационной оптимизации модели скважины, а также в значительной степени способствует получению точной информации о расходе и фазовом составе, в режиме, близком к реальному времени, и на постоянной основе.

На фиг. 4 показан пример конструкции и архитектуры сервера 8a, который соответствует одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Схема сервера 8a, показанная на фиг. 4, представлена только в качестве примера. Понятно, что конкретная архитектура сервера 8а может в значительной степени отличаться от приведенной на фиг. 4 в зависимости от имеющихся технологий и конкретных потребностей данной установки. Действительно, любая обычная серверная архитектура, имеющая достаточные вычислительные ресурсы и ресурсы хранения для данного объема и регулярности измерений, соответствующих данному варианту изобретения, может использоваться для в качестве сервера 8. Таким образом, конструкция сервера 8a, показанная на фиг. 4, представлена в достаточно общем виде и предназначена только для указания основных функциональных компонентов в соответствии со схемой.

На этом примере показано, что интерфейс связи 10 сервера 8a осуществляет связь с системой сбора данных 6 на платформах 2. Интерфейс связи 10 построен на базе конкретных технологий, используемых для такого обмена данными, и может включать в себя, например, радиочастотный приемопередатчик для беспроводной связи, а также необходимую схему обработки пакетов и модуляции/демодуляции для проводной и беспроводной связи. Коммуникационный интерфейс 10 связан с шиной BUS сервера 8a, обычным образом, так, что данные измерений, полученные от систем сбора данных 6, могут быть сохранены в базе данных 12 (осуществляется путем использования обычного дисковода или других ресурсов хранения, а также обычной оперативной памяти и другой энергозависимой памяти для хранения промежуточных результатов и т.п.) под контролем центрального процессора 15, или путем прямого доступа к памяти. Центральный процессор 15, показанный на фиг. 4 обрабатывает данные, поступающие на сервер 8a, и как таковой, может быть реализован на базе одно- или многоядерного процессора, сопроцессора и т.п. в рамках сервера 8a. Исполняемые программы хранятся в программной памяти 14 или доступны по сети через сетевой интерфейс 16 (т.е. для выполнения веб-приложений или других удаленных приложений). Программная память 14 также может быть реализована посредством накопителя или ресурсов ОЗУ, обычным образом, или даже объединена с базой данных 12, находящейся на том же физическом ресурсе и в том же адресном пространстве памяти в зависимости от архитектуры сервера 8a.

Сервер 8a доступен для терминалов удаленного доступа RA через сетевой интерфейс 16, а указанные терминалы удаленного доступа RA находятся в локальной или глобальной сети (интернет) или в сетях обоих типов (см. фиг. 4). Кроме того, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения, сервер 8a обменивается данными с другим сервером 8b через сетевой интерфейс 16, по локальной сети или через интернет. Сервер 8b может иметь такую же конструкцию, что и сервер 8a,

- 12 031871 описанный выше, или иметь любую другую общепринятую архитектуру, известную в данной области. В любом случае предполагается, что сервер 8b имеет центральный процессор или другой программируемый процессор и программную память или иные средства хранения или получения программных команд, посредством которых осуществляется управление его работой. Как будет более подробно описано ниже, в соответствии с данным вариантом осуществления изобретения серверы 8a и 8b предназначены для работы различных компонентов программы. Как уже упоминалось выше, и как это будет очевидно для специалистов в данной области, имеющих ссылки на данную спецификацию, серверы 8a и 8b могут иметь различные разновидности и архитектуры, как централизованные, так и распределенные, отличные от той архитектуры, которая показана на фиг. 4 и описана выше.

На фиг. 5 показан пример программной архитектуры, реализованной на серверах 8a и 8b, и терминалы удаленного доступа RA, посредством которых реализована система мониторинга, соответствующая данному варианту осуществления изобретения. Программные модули и приложения, показанные на фиг. 5, выполняемые конкретным компьютером или резидентные (сервер 8a, сервер 8b, терминалы удаленного доступа RA), являются одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, поскольку такая организация считается наиболее подходящей для использования данного изобретения на обычных месторождениях углеводородов. Предусматривается, что специалисты в этой области, имеющие ссылки на данную спецификацию, могут изменить архитектуру программного обеспечения, показанную на фиг. 5, путем, например, иного расположения серверов 8a и 8b или путем использования большего или меньшего количества приложений или модулей на различных компьютерных ресурсах. Также предполагается, что специалисты в этой области, имеющие ссылки на эту спецификацию, осознают, что программная архитектура сама по себе может отличаться от показанной на фиг. 5 и описанной в настоящем документе, без отклонения от сути и рамок настоящего изобретения.

Предполагается, что различные программные модули, показанные на фиг. 5 и предназначенные для осуществления системы мониторинга в этом варианте осуществления настоящего изобретения, представляют собой компьютерные программы, подпрограммы или пакеты программ или подпрограмм, которые исполняются центральным процессором (например, центральным процессором 15 сервера 8a на фиг. 4) описанного компьютерного ресурса. Таким образом, предполагается, что эти компьютерные программы, показанные на фиг. 5, а также другие программы более высокого уровня (не показано), управляющие функциями системы в целом, хранятся в программной памяти каждого из компьютерных ресурсов, показанных на фиг. 5 (например, программная память 14 сервера 8a, см. фиг. 4), или эти компьютерные ресурсы имеют доступ к ним, реализованный иным способом. В связи с этим предполагается, что эти компьютерные программы, пакеты, модули и системы программ могут быть доступны для компьютерных ресурсов, указанных на фиг. 5, в виде машиночитаемой информации, или иным образом храниться в программной памяти или на других обычных оптических, магнитных и других носителях этих компьютерных ресурсов, или передаваться им в виде электромагнитного несущего сигнала, в котором закодирован функциональный описательный материал, соответствующий этим компьютерным программам. Кроме того, предполагается, что одна или несколько компьютерных программ могут находиться не на том компьютерном ресурсе, на котором они исполняются, как, например, в случае использования так называемых сетевых прикладных программ. Эти и другие различия аппаратной и программной архитектуры, предусмотренные данным вариантом изобретения, находятся в рамках изобретения, что будет указано в формулах изобретения и что будет понятно квалифицированному пользователю данной спецификации.

Как показано на фиг. 5, сервер 8 включает в себя один или несколько программных модулей архивов 20. Эти программные модули архивов 20 управляют хранением данных измерений, поступающих из систем сбора данных 6 на платформах 2, показанных, например, на фиг. 1, а также хранением и предоставлением доступа к этим входным данным результатов измерений другим программным модулям архитектуры, показанной на фиг. 5. Кроме того, данные модули архива 20 также управляют хранением параметров расхода, фазового состава, рабочего состояния, а также других параметров пласта, которые определяются системами мониторинга, реализованными в соответствии с данным вариантом изобретения.

На сервере 8a также имеется интерфейсный модуль 22, который связывается с терминалами удаленного доступа RA посредством выполнения функций веб-сервиса 23. Каждая функция веб-сервиса 23, выполняемая на сервере 8a или в другом месте данной системы, реализована обычным программным обеспечением, которое поддерживает межмашинное взаимодействие по сети, и может быть реализована путем программного интерфейса веб-приложений, например, путем обработки XML-сообщений, как известно в данной дисциплине. Интерфейсный модуль 22 обеспечивает пользователю доступ к системе мониторинга, предусмотренной вариантом осуществления изобретения, например, через веб-браузер 25, который запущен на клиентском терминале удаленного доступа RA, как показано на фиг. 5. Таким образом, интерфейсный модуль 22 реагирует на команды HTTP, поступающие от клиентского терминала удаленного доступа R и полученные с помощью соответствующего веб-сервиса 23, и генерирует соответствующие веб-страницы или другие интерактивные отображения данных месторождения, вычисленных значений параметров и другой информации, запрашиваемой от пользователя. В соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения предусматривается, что приложение веб

- 13 031871 браузера 25 будет являться основным модулем вывода данных для оператора, для целей мониторинга ресурсов скважины и пласта.

Кроме того, другой веб-сервис 23, связанный с интерфейсным модулем 22 на сервере 8a, обменивается данными с приложением проверки модели 26, которое является резидентом или выполняется на клиентском терминале удаленного доступа RA. Как будет более подробно описано ниже, в данном варианте осуществления изобретения приложение проверки модели 26 является самостоятельным приложением, которое позволяет пользователю (например, инженеру-нефтянику, инженеру-эксплуатационнику, геологу, оператору, технику или другому пользователю или оператору) осуществлять управление моделью, которая используется системой мониторинга в данном варианте осуществления изобретения, для проверки результатов моделирования, полученных системой мониторинга, загрузки новых или обновленных моделей в систему, и иным образом обслуживать модели, используемые в системе. Несмотря на то что данная спецификация относится, прежде всего, к пользователям, предполагается, что пользователи, помимо человека, могут представлять собой компьютеры или другое оборудование, способное воспринимать, анализировать, принимать решения и планировать действия, которые затем могут быть переданы или иным образом введены в систему. Проверка и регулировка этих моделей скважины и моделей пласта может осуществляться человеком-оператором посредством приложения для проверки модели 26. Проверка и регулировка может проводиться на основании фактических данных, полученных с месторождения, например, от скважинных датчиков давления PT и датчиков WPT, WTT и FT, установленных в устье, как показано на фиг. 1. Кроме того, внешние данные, полученные при проведении испытаний скважины на приток, и прочие данные могут также вводиться человеком-оператором и использоваться приложением для проверки модели 26 так, чтобы проверить и настроить текущие модели скважины. Как очевидно вытекает из фиг. 5, приложение для проверки модели 26, предпочтительно, имеет доступ к собственной модели скважины 27 или к пакету моделей скважины, если это пригодно для проверки.

Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения сервер 8a включает в себя модуль мониторинга испытаний 85 скважины на приток, как показано на фиг. 5. Как будет более подробно описано ниже, модуль мониторинга испытаний 85 принимает и обрабатывает результаты измерений, полученные в ходе испытаний скважин на приток, с поддержкой серверов 8. Эта обработка включает в себя анализ результатов измерений, проведенных при испытаниях для определения того, имеют ли данные измерений соответствующее качество и стабильность для того, чтобы на основании таких испытаний можно было сделать обоснованные выводы. Модуль мониторинга испытаний 85 также взаимодействует с модулями архива данных 20, предназначенными для хранения результатов испытаний. Результаты измерений, полученные при испытаниях, и данные, хранящиеся в модулях архива 20, могут также выводиться пользователю через интерфейс 22 и веб-сервис 23 в окне веб-браузера 25 на клиентском терминале удаленного доступа RA, как показано на фиг. 5. Более подробное описание обработки данных модулем мониторинга испытаний 85 и отображения результатов испытаний будут представлены ниже. Кроме того, как показано на фиг. 5, модуль мониторинга испытаний 85 также получает сигналы от добывающего месторождения, в том числе сигналы о том, что выходные данные от одной или нескольких скважин передаются на расходомер или другой измерительный прибор, который инициирует сбор и обработку результатов измерений модулем мониторинга испытаний 85 при проведении испытания.

В данном варианте осуществления изобретения на сервере 8a также имеется модуль планировщика вычислений 24. Модуль планировщика вычислений 24 представляет собой программный модуль или пакет, который обрабатывает данные измерений, хранящиеся в базе данных 12 сервера 8a, под контролем модулей архива 20. Обработка этих данных измерений включает в себя фильтрацию и сглаживание, что определяется системой мониторинга, другими модулями в самой системе, или вводом команд пользователя. Кроме того, в соответствии с данным вариантом осуществления изобретения, модуль планировщика вычислений 24 также инициирует заранее запланированный анализ мониторинга, посредством которого мониторинг расхода, фазового состава, режима работы и т.д. одной или нескольких скважин W осуществляется периодически и автоматически, без команды пользователя или вызова.

Система мониторинга данного варианта осуществления изобретения также включает в себя один или несколько интерактивных серверов 8b, на которых хранятся и выполняются различные предиктивные модели скважин, в ответ на поступление текущих или сохраненных результатов измерений для данной скважины W с сервера 8a. В данном примере программной архитектуры системы, показанной на фиг. 5, интерактивный сервер 8b включает в себя модуль диспетчера службы модели 30, который взаимодействует с сервером 8a в виде функции веб-сервиса 23, и который сам по себе представляет приложение, которое выполняет расчеты в автоматическом режиме на основе одной или нескольких выбранных моделей скважины 27, по запросу модуля планировщика вычислений 24 сервера 8a, и после передачи данных на него от сервера 8a. К таким данным относятся результаты измерений температуры и давления, полученные со скважины W и связанные с определенным моментом времени, наряду с другой информацией, в том числе предполагаемые или предварительные параметры модели, и т.п. Модельные расчеты, выполненные модулем диспетчера службы модели 30, могут также запрашиваться приложением для проверки модели 26 клиентского терминала удаленного доступа RA. В соответствии с этой архитектурой на интерактивном сервере 8b также присутствуют модули службы модели 32 с модулями веб

- 14 031871 сервиса 23 в качестве интерфейсов, которые выполняют модели скважин 27 в режиме сопроцессора, в виде экземпляров, созданных модулем диспетчера службы модели 30 на сервере 8b. В этой архитектуре имеется несколько модулей службы модели 32, каждый из которых способен применить выбранную модель скважины 27 к набору данных, под управлением модуля диспетчера службы модели 30. Один экземпляр модуля диспетчера службы модели 30 может управлять несколькими экземплярами модулей службы модели 32. Предполагается, что модуль диспетчера службы модели 30 может выбрать и связать любую из имеющихся моделей скважины 27 с каждым модулем службы модели 32, которым он управляет. После проведения проверки моделей скважины 27 модулем диспетчера службы модели 30 и модулями службы модели 32, результаты, в том числе расчетные параметры расхода, фазового состава и пр. передаются с сервера 8b обратно на сервер 8a по сети.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения сервер 8b также включает в себя программный модуль испытаний 80, который также связан с соответствующим модулем веб-сервиса 23, работающим в качестве интерфейса между программным модулем испытаний 80 и другими программными модулями в системе. Как будет более подробно описано ниже, модуль испытаний 80 получает последние и архивные данные о проведении испытаний скважины на приток от сервера 8a, под контролем планировщика вычислений 24 или от другого подобного устройства, и управляет калибровкой и обновлением моделей скважины 27 на основании результатов таких испытаний. Проверка обновлений моделей скважины 27 по результатам испытаний может проводиться инженером-эксплуатационником или другим пользователем посредством приложения для проверки модели 26, которое в этой архитектуре взаимодействует с модулем испытаний 80 через свой веб-сервис 23. Модуль испытаний 80 также обменивается данными с модулем диспетчера службы модели 30, и благодаря этому он может инициировать оценку одной или нескольких моделей скважины 27 в целях калибровки или поверки, в зависимости от недавно полученных при испытаниях скважины результатов измерений, как будет описано ниже. Кроме того, модуль испытаний 80 может включать в себя функциональные возможности для интеллектуального планирования будущих испытаний для определения производительности месторождения и отправки полученных графиков заинтересованным пользователям, например, инженерам-нефтяникам или инженерамэксплуатационникам, что также будет описано ниже.

Несмотря на то что описанная выше архитектура программного обеспечения, соответствующая данному варианту осуществления изобретения, предназначена для одного объекта производства (актива), эта архитектура легко адаптируется к среде с несколькими активами, охватывающей несколько платформ 2 данного месторождения, или, если это необходимо, скважин, расположенных на нескольких отдельных месторождениях. На фиг. 6 показана архитектура программного обеспечения интерактивного сервера 8b для среды с несколькими активами. В этом примере на интерактивном сервере 8b создается несколько экземпляров модулей диспетчера службы модели 30a-30c, и каждый из них обменивается данными с одним или несколькими планировщиками вычислений 24a - 24d на соответствующих серверах 8a. В этом примере планировщик вычислений 24a обменивается данными с модулем диспетчера службы модели 30a и осуществляет мониторинг параметров расхода и фазового состава для двух активов (A и B). Два планировщика вычислений 24b и 24c обмениваются данными с другим экземпляром на интерактивном сервере 8b, а именно с модулем диспетчера службы модели 30b. Планировщик вычислений 24b и планировщик вычислений 24c осуществляют мониторинг параметров расхода и фазового состава для двух отдельных активов (C и D соответственно). Планировщик вычислений 24d обменивается данными с третьим модулем диспетчера службы модели 30c на интерактивном сервере 8b и осуществляет мониторинг параметров еще одного производственного актива (E).

В данном варианте, предназначенном для нескольких активов, каждый из модулей диспетчера службы модели 30a, 30b, 30c может управлять любым из модулей службы модели 32, и даже несколькими модулями службы модели 32, если это требуется для выполнения задачи. И наоборот, каждый модуль службы модели 32 может обслуживать любой из модулей диспетчера службы модели 30a, 30b и 30c. В каждом случае модули диспетчера службы модели 30a, 30b, 30c выбирают для управления конкретную модель скважины 27, которая используется модулями службы модели 32, которыми она управляет.

Обратимся опять к фиг. 5. Здесь показан дополнительный терминал удаленного доступа RA предназначенный для поддержки и выполнения приложения для администрирования 28 в сочетании с выбранной моделью скважины 27. Этот терминал удаленного доступа RA, на котором выполняется приложение для администрирования 28, играет роль администратора системы и, таким образом, в данном варианте осуществления изобретения, он имеет доступ к модулю диспетчера службы модели 30 и к каждому модулю службы модели 30, который находится на интерактивном сервере 8b, и к модулю испытаний 80. При работе оператора приложение для администрирования 28 осуществляет мониторинг и устранение неполадок модуля диспетчера службы модели 30 и каждого модуля службы модели 30, а также модуля испытаний 80. Так, например, операционные журналы модуля диспетчера службы модели 30 и модуля службы модели 30 могут просматриваться, а результаты работы модулей 30, 32, могут быть рассмотрены и проанализированы человеком-оператором. Конфигурации модулей диспетчера службы модели 30 и модулей службы модели 30 на интерактивном сервере 8b могут быть изменены через приложение для администрирования 28. Конкретные запросы на вычисление, сделанные выбранным модулем диспетчера

- 15 031871 службы модели 30 и модулем службы модели 30, также могут быть выполнены приложением для администрирования 28, если это удобно для системы мониторинга, соответствующей данному варианту осуществления изобретения.

Обратимся теперь к фиг. 7 и опишем общее функционирование системы мониторинга расхода и фазового состава, соответствующей одному из вариантов осуществления изобретения. Предусматривается, что операции, показанные на фиг. 7 и на более детальных фигурах, выполняются компьютерными программами, работающими на центральных процессорах или других программируемых логических устройствах различных вычислительных ресурсов, показанных на примере фиг. 4, с использованием архитектуры программного обеспечения, описанной выше и показанной на фиг. 5 и 6. Кроме того, предполагается, что эти компьютерные программы могут быть легко созданы специалистами в данной области, имеющими ссылки на данную спецификацию по функциональным описаниям, представленным в данной спецификации, с использованием обычных навыков программирования и техники, при необходимости, в сочетании с существующими пакетами программного обеспечения, и без ненужных дополнительных экспериментов. Также предполагается, что опытные читатели могут внести изменения в операции, которые описаны в этой спецификации, не выходя из рамок настоящего изобретения. Соответственно, работа системы мониторинга в соответствии данным с вариантом осуществления изобретения описывается только в качестве примера.

Данные с одной или нескольких скважин W месторождения собираются и подаются в режиме, близком к режиму реального времени, в процесс вычисления 35. Сбор данных в режиме, близком к режиму реального времени, означает, что в процессе работы каждой контролируемой скважины W сбор результатов измерения осуществляется через относительно короткие промежутки времени (например, раз в секунду), и данные, соответствующие этим результатам измерений, связанные со временем сбора данных системой сбора данных 6, передаются на сервер 8 (фиг. 1). Предусматривается, что такая пересылка полученных данных от систем сбора данных 6 на серверы 8, будет относительно частой, но она необязательно должна производиться только при измерениях. Так, например, современные датчики, устанавливаемые в стволах и устьях скважин, могут передавать данные об измерениях 1 раз в секунду. Предусматривается, что эти системы сбора данных 6 будут получать и обрабатывать эти результаты измерений для данной скважины в течение некоторого промежутка времени и, таким образом, периодически передавать обработанные результаты измерений для этого интервала на серверы 8. Например, предполагается, что переадресация полученных данных на серверы 8 будет происходить несколько раз в минуту (например, каждые пятнадцать секунд). Как будет более подробно описано ниже, процесс вычисления 35 получает эти результаты измерений и применяет их к одной или к нескольким моделям для оценки расхода, фазового состава и рабочего состояния.

Также предполагается, что процесс вычисления 35, вероятно, не будет выполняться для данной скважины W каждый раз, как только система сбора данных 6 направляет данные для этой скважины на серверы 8. Скорее всего, предполагается, что процесс вычисления 35 будет проводиться периодически, и этот период будет устанавливаться или выбираться пользователем. Например, предполагается, что для многих случаев применения частота, с которой будет осуществляться процесс вычисления 35, будет варьироваться от одного раза в течение пяти минут до примерно одного раза в течение одного или двух часов. Тем не менее, предполагается, что мониторинг, предусмотренный настоящим вариантом осуществления изобретения, является непрерывным, и что процесс вычисления 35 протекает в автоматическом режиме, в соответствии с выбранной регулярностью или периодичностью, без необходимости инициирования человеком. Разумеется, также предполагается, что пользователь может инициировать процесс вычисления 35 по требованию, отдельно от его непрерывной работы в этом режиме.

На фиг. 8 более подробно показана работа процесса вычисления 35. Каждый экземпляр процесса вычисления 35 расхода и фазового состава начинается с процесса 48, при котором сервер 8a собирает данные от скважины W и из базы данных 12. В частности, если обратиться к архитектуре, показанной на фиг. 5, модуль планировщика вычислений 24 управляет процессом сбора данных 48 совместно с модулями архива 20. Согласно этому варианту осуществления изобретения, результаты измерений, собранные процессом сбора данных 48, могут включать в себя данные, соответствующие измерениям давления и температуры в устье скважины, измерениям давления и температуры в стволе скважины, измерениям давления и температуры на входе и выходе устьевой задвижки (или задвижек) (заслонка и газлифт), положения устьевой задвижки (заслонка и газлифт) и свойствам образцов флюида. Конечно же, не все эти результаты измерений будут в наличии для каждой скважины W и в любое время. Кроме того, предполагается, что регулярность, с которой эти результаты измерения будут собираться, будет варьироваться от измерения к измерению.

При обычном мониторинге углеводородных скважин данные с датчиков, как правило, интерпретируется как неизменные, если их изменение не превышает определенную указанную величину. Такой процесс часто именуется обходом мертвой зоны. Обход мертвой зоны часто бывает полезным, поскольку он позволяет сократить необходимую передачу данных в системе, либо уменьшить объем передаваемых данных, или просто поддерживать наследственный подход к мониторингу. Однако обход мертвой зоны изначально ограничивает разрешение датчиков, а также может создавать эффект маски

- 16 031871 ровки фактической работы датчиков. Таким образом, в этом варианте осуществления изобретения данные с измерительных датчиков собираются при выполнении процесса 48 без обхода мертвой зоны. Как будет описано ниже, подход без обхода мертвой зоны дает возможность предиктивным моделям скважины 27 компенсировать неточности при работе датчиков или даже калибровать выходные сигналы с неточных датчиков.

Кроме того, процесс сбора данных 48 отбирает текущие предварительные значения некоторых параметров скважины и пласта из базы данных 12 посредством модулей архива 20. Как показано на фиг. 8, в базе данных 12 хранятся данные о расходе и фазовом составе, которые были ранее вычислены для скважин W, например, в виде строк (записей) базы данных, таких как запись EW В данном примере запись E_w включает в себя сохраненные значения расхода и фазового состава с идентификатором скважины, которым соответствуют эти значения расхода и фазового состава, и метку времени измерения (включая дату измерения), которой соответствуют эти значения. Дополнительная информация, в том числе измеренные, предполагаемые и вычисленные значения, могут быть также включены в каждую запись E_wt базы данных 12. В частности, при выполнении процесса сбора данных 48 текущие предварительные значения параметров скважины и пласта для скважины W, которые должны быть применены к следующему вычислению расхода и фазового состава, берутся из одной или нескольких соответствующих записей E_wt. Текущие предварительные значения, взятые из базы данных 12 для скважины W при протекании процесса 48, включают в себя последние вычисленные или иным образом полученные данные о фазовом состоянии потока в скважине W (например, обводненность, газонефтяной фактор и т.д.), и пласта (например, давление в пласте, коэффициент продуктивности и т.п.), на котором развернута скважина W. Согласно этому варианту осуществления изобретения одно или несколько текущих предварительных значений может быть получено путем вычисления функции, а не путем присвоения предполагаемого значения. Как известно в данной области, обычные модели скважины предполагают, что некоторые параметры для данной скважины W или для определенного пласта могут быть выражены константами. Примеры значений, которые, как правило, воспринимаются обычными моделями скважины как константы, включают пластовое давление, коэффициент продуктивности, газонефтяной фактор, обводненность (см. таблицу выше). В этой таблице такие параметры обозначаются символами ПЗ, что означает предполагаемое значение. Таким образом, эти обычные модели скважины, как правило, работают со снимками времени, применяя к модели самые последние результаты измерений, проведенных при испытаниях скважины, значения, определяемые другими системами моделирования, и прочие значения, наряду с предполагаемыми константами.

Система мониторинга и метод, соответствующий данному варианту осуществления изобретения, однако, предназначены для работы в режиме, близком к реальному времени, что основано на относительно высокой частоте, с которой могут быть получены новые результаты измерений параметров ствола и устья скважины. Но не все значения параметров, полученные в каждый момент времени при измерении, и не все предварительные значения, вычисленные в каждый момент времени, в который были получены результаты измерений, даже при мониторинге условий скважины W, могут изменяться с течением времени или в процессе добычи. Таким образом, согласно данному варианту осуществления изобретения, одно или несколько предполагаемых значений, применяемых для моделей 27, выражаются в виде функции, а не постоянной величины, и оценка значения этой функции производится в момент времени, по совокупному объему добычи и т.п., в момент времени, в который такие результаты измерения были получены. К некоторым из таких параметров, которые могут быть выражены в виде функции, а не в виде константы, относится давление в пласте, которое может быть выражено функцией от времени или от совокупного объема добычи, или от обоих этих параметров, коэффициент продуктивности, который может быть выражен функцией от времени, и один или несколько параметров расхода, обводненности, или газонефтяного фактора, каждый из которых может быть выражен функцией от времени и совокупного объема добычи. Так, например, если пластовое давление в данной скважине W, согласно наблюдениям, сокращается с течением времени, что показывают результаты испытаний или даже архив последних выходных данных системы мониторинга, соответствующей данному варианту осуществления изобретения, то наблюдаемая зависимость скорости изменения пластового давления от времени может быть использована для получения функции давления в пласте от времени (путем экстраполяции), которая позволит получить давление в пласте в текущий момент времени, на основании прошлых наблюдаемых трендов. Эти функции могут быть относительно простыми линейными функциями от времени или совокупного объема добычи, в зависимости от обстоятельств, или могут представлять собой функции более высокого порядка, если это нужно и если это требуется для улучшения точности оценки результата. Рассматривая эти параметры в виде функций указанным образом, можно увеличить долговечность этих моделей таким образом, что точность этих моделей в том виде, в котором они настроены, может поддерживаться в течение значительного времени без дополнительных испытаний скважин и других мероприятий. В любом случае предварительные результаты этих функций впоследствии собираются при выполнении процесса 48, вместо значений предполагаемых констант, и применяются к модели скважины 27 в том виде, в котором это описано ниже, для получения предварительных значений расхода и фазового состава.

После того как в результате выполнения процесса 48 был осуществлен сбор этих данных и предва

- 17 031871 рительных значений, сервер 8а начнет выполнять процесс 50 в целях определения текущего рабочего состояния скважины W на основании этих результатов измерений. Предусматривается, что конкретные модели скважины, к которым применяются собранные данные измерений, будут предпочтительно выбираться в зависимости от текущего рабочего состояния скважины W. Например, некоторые гидравлические модели скважины могут быть более подходящими для использования при добыче в установившемся состоянии, в то время как другие гидравлические модели могут быть более подходящими для переходного периода, который имеет место после начала добычи. Кроме того, эти модели скважины также могут зависеть от конкретной скважины W, или, возможно от ранее наблюдавшихся характеристик месторождения, на котором находится скважина W. Так, например, фазовый состав флюида в скважине W может быть таким, что в ней в течение нескольких часов после запуска преобладает газ (в этот момент некоторые модели могут быть более подходящими), а затем количество газа может стать небольшим или газ может отсутствовать (здесь более подходящими могут стать другие модели и большую важность приобретут другие параметры, такие как состав воды). Таким образом, согласно этому варианту осуществления изобретения, процесс 50 определяет текущее рабочее состояние скважины W.

Обратимся к фиг. 5. Предполагается, что процесс 50 будет выполняться сервером 8a в составе модуля планировщика вычисления 24. Определение текущего рабочего состояния скважины W осуществляется модулем планировщика вычисления 24 вместе с модулем диспетчера службы модели 30 и модулем службы модели 32, на основе последних результатов измерений, полученных в скважине W и хранящихся в модулях архива 20, в соответствии с фиг. 12, приведенным в качестве примера. В целом, измерения, используемые при определении рабочего состояния, включают положение дроссельной заслонки 7 и других задвижек устья скважины 9, и изменение давления и температуры в скважине W за последнее время.

На примере, показанном на фиг. 12, имеется пять рабочих состояний скважины W (S1-S5) и условия, которые могут вызвать переход из одного состояния в другое. Установившееся состояние закрытия скважины S1 соответствует скважине W, в которой отсутствует поток, а установившееся состояние добычи (или закачки) S2 соответствует состоянию, в котором скважина W пропускает флюид в относительно стабильном режиме. Установившиеся состояния S1 и S2 могут быть обнаружены изначально при выполнении процесса 50, основываясь на положении дроссельной заслонки 7 или других задвижек эксплуатационного трубопровода скважины W. Если датчик обнаружит, что одна из этих задвижек находится в закрытом состоянии, будет обнаружено установившееся состояние закрытия скважины S1, поскольку для такого состояния необходимо отсутствие потока. И наоборот, если дроссельная заслонка 7 и все другие задвижки эксплуатационного трубопровода будут открыты, то можно ввести установившееся состояние добычи S2. Как видно из фиг. 12, установившееся состояние добычи S2 может также применяться к скважине W, которая используется как нагнетательная скважина. Различие между установившимися состояниями добычи и нагнетания, как правило, основано на той идентификационной информации, которая хранится априори для скважины W в базе данных 12.

Переходное состояние запуска S3 соответствует состоянию скважины W при операционном переходе из установившегося состояния закрытия скважины S1 в установившееся состояние добычи S2. Согласно этому варианту осуществления изобретения переходное состояние запуска S3 обнаруживается при протекании процесса 50 на основе расчетов, выполненных в соответствии с предиктивной моделью скважины 27 под управлением модуля диспетчера службы модели 30 или модуля службы модели 32, вызов которого производится модулем планировщика вычисления 24 на основании приложения результатов измерения давления и температуры в скважине W к одной или к нескольким предиктивным моделям скважины 27. Способ, которым эти модели скважины 27 выводят информацию о расходе или фазовом составе будет более подробно описан ниже. Кроме того, согласно данному варианту осуществления изобретения, изменения этих результатов измерения температуры и давления в течение определенного периода времени может указывать на протекание потока флюида через скважину W. Обнаружение увеличения интенсивности потока путем обнаружения изменения этих значений давления и температуры в течение последнего времени, таким образом, вызывает переход скважины W в рабочее состояние из установившегося состояния закрытия скважины S1 в переходное состояние запуска S3, что обнаруживается процессом 50. Кроме того, на основе значений давления и температуры, которые прикладываются к предиктивной модели 27 скважины W, показывается, что имеет место ненулевой поток, который не меняется существенным образом, и происходит переходный процесс из переходного состояния запуска S3 в установившееся состояние добычи S2, что и обнаруживается процессом 50.

И наоборот, переход из установившегося состояния добычи S2 в переходное состояние закрытия S4 может быть обнаружен процессом 50 по результатам измерения давления и температуры для скважины W, который показывает, что за последнее время и по результатам работы одной или нескольких предиктивных моделей 27 поток флюида через скважину W сокращается. Если эти результаты измерения давления и температуры и модели скважины показывают, что на протяжении всей скважины W поток отсутствует (несмотря на то что все заслонки открыты), переход непосредственно из установившегося состояния добычи S2 в установившееся состояние закрытия скважины S1 может быть обнаружен процессом 50. Это условие может существовать тогда, когда в каком-либо месте скважины W или в эксплуатационном

- 18 031871 трубопроводе имеется закупорка. И, наконец, переход из переходного состояния закрытия S4 в установившееся состояние закрытия скважины S1 обнаруживается процессом 50 по результатам измерения температуры или давления, показывающим отсутствие потока через скважину W, или путем обнаружения того, что как минимум одна заслонка в эксплуатационном трубопроводе закрыта. И наоборот, если поток стабилизировался, пусть даже и на более низком уровне, чем раньше, о чем свидетельствует изменение результатов измерения давления и температуры в течение определенного периода времени, отслеживаемое процессом 50, то может быть обнаружен обратный переход к установившемуся состоянию добычи S2.

И, наконец, различные состояния, характеризующиеся наличием ошибок или аномальных параметров потока, также могут обнаруживаться в ходе процесса 50, который, в соответствии с данным вариантом осуществления изобретения, обнаруживает рабочее состояние или режим работы скважины W. Как известно в данной области, термин закупорка относится к такому состоянию скважины, при котором одна фаза быстро накапливается в объеме потока. Такой переходный процесс может вызвать всплески закупорки как в самой скважине, так и в соседних скважинах месторождения. На фиг. 12 показано состояние закупорки S5, которое в соответствии с данным вариантом осуществления изобретения может быть обнаружено путем применения результатов измерения давления и температуры к одной или нескольким предиктивным моделям скважины, с помощью которых вычисленные значения расхода и информация о фазовом составе указывают на увеличение объема одной фазы по отношению к другим. Обнаружение такого состояния с течением времени вызывает переход к состоянию закупорки S5, которое обнаруживается в ходе процесса 50. С другой стороны, переход из состояния закупорки S5 к установившемуся состоянию добычи S2 может быть обнаружен при обнаружении устойчивых значений расхода и фазового состава за последнее время, на основании приложения результатов измерения температуры и давления в скважине W к предиктивным моделям скважины.

Таким образом, рабочее состояние данной скважины W обнаруживается в автоматическом режиме в зависимости от сигналов положения заслонки и по результатам измерения температуры и давления в скважине или на устье скважины, или в обоих местах этой скважины W. Как уже говорилось выше, выбор конкретной модели скважины 27, к которой будут применяться собранные результаты измерений, может зависеть от рабочего состояния скважины W, которое обнаруживается в ходе процесса 50, а также от некоторых характеристик скважины W, которые были получены по предыдущим наблюдениям или предположениям (тех, которые хранятся в базе данных 12 или получены при вычислениях, инициированных модулем планировщика вычисления 24 для скважины W). Таким образом, рабочее состояние скважины W сохраняется после завершения процесса 50, после чего управление передается процедуре принятия решения 51.

Как будет видно из последующего описания, вычислительные затраты, необходимые для расчета расхода и фазового состава с использованием различных моделей, могут быть значительными. Согласно данному варианту осуществления изобретения предыдущие результаты вычисления расхода и фазового сохраняются в кэше памяти, например в базе данных 12, таким образом, чтобы устранить вычислительные затраты по оценке результатов этих моделей, в случае если полученные данные существенно не отличается из предыдущих расчетов для той же скважины W. Модуль планировщика вычисления 24 сервера 8a, таким образом, выполняет процесс принятия решения 51, чтобы определить, отличается ли существенно самый последний набор данных измерений, приобретенных в ходе процесса 48, от одного или нескольких самых поздних результатов вычисления расхода и фазового состава. С учетом того, что определение расхода и фазового состава в соответствии с настоящим изобретением требуется для обеспечения мониторинга в режиме, близком к режиму реального времени, процедура принятия решения 51 анализирует данные, собранные в ходе процесса 48, а также недавно полученные данные измерений в скважине W, а также самые последние текущие предварительные значения из базы данных 12, чтобы определить, изменилось ли значение какого-либо параметра из самого последнего набора данных, по сравнению с предыдущими значениями, более чем на определенное пороговое значение или определенный процент. Предполагается, что определенное пороговое значение изменения для данного результата измерения может быть изначально установлено по умолчанию, а затем изменено оператором, например, с помощью приложения для администрирования 28 или приложения для проверки модели 26. Как бы оно ни было установлено, величина порогового значения или процентное значение должно соответствовать относительно небольшому изменению значения параметра, так чтобы это небольшое изменение параметра не влияло на вычисленные значения расхода или фазового состава. Сравнения, которые выполняет процедура принятия решения 51, могут быть выполнены между полученным результатом измерения и одним, самым последним результатом измерения, или, как вариант, во взвешенном режиме, по отношению к серии недавних результатов измерений. Как уже упоминалось выше, пороговое значение может базироваться на относительном изменении значения в процентах, или на абсолютном значении конкретного параметра. Если ни один измеренный (и прошедший процедуру сравнения) параметр не изменил свое значение более чем на величину порогового значения (результат работы процедуры принятия решения 51 - НЕТ), то предыдущие значения расхода и фазового состава сохраняются в базе данных 12 еще раз, предпочтительно в виде нового элемента E_wt, в котором те же значения расхода и фазового состава и

- 19 031871 другая информация хранятся вместе с индикатором скважины W и текущим значением метки времени, соответствующей предполагаемому моменту взаимного соответствия расхода и фазового состава (например, соответствующей времени, когда эти значения расхода и фазового состава были получены).

С другой стороны, если один или несколько измеренных параметров в достаточной степени изменились по величине, так что это изменение превышает соответствующую пороговую величину (результат процедуры принятия решение 51 - ДА), то, на основе данных измерений, полученных в ходе процесса 48, должна быть проведена оценка одной или несколько предиктивных моделей скважины 27. Как показано на фиг. 8, такое вычисление по модели скважины осуществляется алгоритмом управления вычислением 52 посредством использования моделей скважины 27. Как описано выше в связи с фиг. 5 и 6, предполагается, что алгоритм управления вычислением 52 будет выполняться планировщиком вычислений 24, находящемся на сервере 8a, путем вызова или создания экземпляра модуля диспетчера службы модели 30 на интерактивном сервере 8b, который, собственно, применяет данные, собранные в ходе процесса 48 (и сообщает их серверу 8a) к одной или нескольким моделям скважины 27, и который также вызывает или создает экземпляр одного или нескольких модулей службы модели 32, чтобы также провести оценку моделей скважины 27, для которой собираются данные, на предмет эффективности их в работе. Результаты такой оценки могут быть возвращены обратно на сервер 8a с сервера 8b, в соответствии с примером архитектуры, изображенном на фиг. 4 и 5. Разумеется, следует понимать, что передача данных и результатов будет варьироваться по мере необходимости и зависит от конкретной архитектуры аппаратного и программного обеспечения, используемой для выполнения контрольных функций, описанных в данном изобретении.

В общем, как видно из фиг. 8, предполагается, что данные, полученные и собранные в ходе процесса 48, будут применены более чем к одной модели скважины 27, и каждая такая модель скважины 27 будет генерировать результат расхода и фазового состава, по которому процесс 54 определит наиболее точное вычисление. Как указано выше, модели скважины 27, к которым применяются эти данные, могут быть выбраны в зависимости от рабочего состояния скважины W, обнаруженного в ходе процесса 50. В любом случае, в соответствии с таким многомодельным подходом предполагается, что модуль диспетчера службы модели 30, как правило, применяет один или несколько экземпляров модуля службы модели 32 и соответствующих моделей скважины 27 так, чтобы эффективно провести вычисление расхода и фазового состава.

Полезно и наглядно рассмотреть примеры оценки моделей 27, которая осуществляется процессом 52 с использованием данных измерений. В таблице, описанной выше, приводится достаточно большая совокупность моделей заслонки и гидравлических моделей скважины 27, которые могут быть использованы процессом 52, в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения. Однако предполагается, что также могут использоваться другие или дополнительные модели.

На фиг. 9 показан процесс вычисления 52a, при помощи которого с использованием данных, полученных в ходе процесса 48, производится оценка модели дифференциального давления заслонки Перкинса. Как упоминалось выше, процесс вычисления 52a осуществляется одним модулем диспетчера службы модели 30 или модулем службы модели 32, который выполняет соответствующую компьютерную программу или процедуру с использованием модели скважины 27, которая соответствует этой модели дифференциального давления заслонки. При выполнении процесса 60 производится вычисление свойств флюида на основе результатов измерения, соответствующих давлению на входе дроссельной заслонки 7 (например, измеряемого устьевым датчиком давления WPT), давлению на выходе дроссельной заслонки 7 (например, измеряемого датчиком давления DCPT, установленным за заслонкой), и температуре на входе дроссельной заслонки 7 (например, измеряемой устьевым датчиком температуры WTT). Результат работы процесса 60 представляет собой предварительную величину фазового состава (нефть, газ, вода) флюида, протекающего через дроссельную заслонку 7.

Затем выполняется итерационная процедура, начиная с процесса 62, который осуществляет первую оценку расхода через дроссельную заслонку 7 на основе предыдущей информации. Затем при выполнении процесса 64 производится оценка перепада давления в дроссельной заслонке 7 с использованием традиционной многофазной модели (например, модели перепада дифференциального давления заслонки Перкинса для скважины W), к которой применяется диаметр отверстия заслонки (который, например, рассчитывается по сохраненным в системе геометрическим параметрам конкретной дроссельной заслонки 7 для скважины W, в сочетании с текущим положением заслонки, измеряемым датчиком положения заслонки CTP), а также предварительные значения фазового состава и расхода. Затем при выполнении процесса принятия решения 65 результат вычисления перепада давления, выполненного в ходе процесса 60, сравнивается с измеренным значением перепада давления (т.е. разница между измеренным значением давления на входе и выходе дроссельной заслонки 7 применяется в ходе процесса 60). Если эти значения давления отличаются друг от друга больше, чем на некоторое пороговое значение (результат процесса принятия решения 65 - НЕТ), то текущее предварительное значение расхода регулируется в ходе процесса 66, и новое значение перепада давления вычисляется на основе этого скорректированного расхода в ходе процесса 64, после чего процесс принятия решения 65 повторяется. Как только вычисленный по мультифазной модели перепад давления становится в достаточной мере близким к измеренному значе

- 20 031871 нию перепада давления (результат процесса принятия решения 65 - ДА), модуль диспетчера службы модели 30 возвращает текущее предварительное значение расхода и фазового состава в модуль планировщика вычисления 24 на сервере 8a, при выполнении процесса 68.

Как уже упоминалось выше, в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, к собранным данным измерений в процессе 52 применяется более одной модели скважины 27. В этом примере в дополнение к модели дроссельной заслонки, описанной выше при обсуждении фиг. 9, может использоваться одна или несколько гидравлических моделей, которые указаны в таблице. Так, например, применение полученных результатов измерений к гидравлической модели, описанной выше при обсуждении фиг. 3, может быть выполнено процессом 52. Как описано выше при обсуждении таблицы, эти гидравлические модели могут включать в себя модели всасывающего трубопровода и насоснокомпрессорной колонны, в которой предварительные значения расхода и фазового состава соответствуют давлению в стволе скважины или температуре в устье скважины или другому результату измерения, в зависимости от предварительной оценки пластового давления. Эти гидравлические модели также включают в себя модель трубы, в которой предварительные значения расхода и фазового состава сравниваются, например, с давлением в стволе скважины и температурой в устье скважины, из которых могут быть получены предварительные значения пластового давления. Для этих моделей всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны и моделей трубы изменения могут быть применены для выбора определенного параметра, который корректируется в соответствии с давлением в стволе скважины или температурой в устье скважины. К таким параметрам относится газонефтяной фактор (или газоконденсатный фактор), обводненность и газлифт (если применимо). Другие специальные пользовательские модели и уравнения также могут применяться для оценки результатов измерений при выполнении процесса 52.

Другой пример применения модели скважины 27 показан графически на фиг. 10a и 10b. В этом примере для добычной нефтяной скважины W были получены надежные измерения давления в стволе скважины, устьевого давления и температуры в устье скважины, но при этом обводненность считается известной и неизменной. В соответствии с одной из моделей скважины 27 может быть получен расход (производительность добычи) и газонефтяной фактор (ГНФ) добываемого флюида. На фиг. 10a и 10b графически показан результат работы откалиброванной предиктивной гидравлической модели скважины 27, пригодной для данной скважины W, полученный с помощью этих измерений. Такая модель соответствует модели всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны, которая изменена с учетом газонефтяного фактора и соответствует температуре в устье скважины. На фиг. 10a показана зависимость давления флюида в стволе скважины в зависимости от скорости флюида для ряда постоянных значений ГНФ, согласно этой модели скважины 27. В то же время на фиг. 10b показана результирующая прогнозируемая температура флюида в устье скважины как функция от тех же значений расхода и ГНФ, также в соответствии с этой предиктивной моделью скважины 27. Как показано на фиг. 10a и 10b, эта предиктивная модель показывает, что для постоянного значения ГНФ температура в устье скважины обычно значительно возрастает с увеличением производительности (расхода), в то время как манометрическое давление в стволе скважины также растет до достаточно высоких значений, для того чтобы получить стабильный расход, и что при постоянном расходе давление в стволе скважины будет падать с увеличением ГНФ, в то время как температура в устье скважины будет изменяться незначительно.

В этом варианте осуществления изобретения для определения комбинации производительности и ГНФ, которая соответствует измеренному значению манометрического давления в стволе скважины и температуры в устье скважины, применяются численные методы. Так, например, результат измерения давления в стволе скважины, равный 50 бар, в сочетании с температурой в устье скважины, равной 25°C, позволяет получить величину производительности, равную 7500 стандартных баррелей в день и фазового состава, равного 650 стандартных кубических футов/баррель соответственно.

В рассмотренных выше примерах абсолютные значения результатов измерений, полученных от различных датчиков и преобразователей, применяются для работы предиктивных моделей скважины 27 для получения значений расхода и фазового состава. Кроме того, могут применяться предиктивные модели скважины 27, которые вычисляют изменения расхода и фазового состава по изменениям выходных данных датчиков, а не по абсолютным значениям этих данных. Одним из преимуществ таких вычислений изменений является то, что показания датчиков, которые откалиброваны неправильно, могут, тем не менее, использоваться при вычислениях изменений при работе моделей скважины 27. Как упоминалось выше, обход мертвой зоны при измерениях не является необходимым в связи с вариантами осуществления данного изобретения. В соответствии с этим альтернативным подходом к проведению расчетов изменений такой обход мертвой зоны будет на самом деле маскировать изменения показаний датчиков и таким образом будет причинять вред при работе этих дифференциальных моделей.

Как было описано выше, как только все необходимые предварительные значения расхода и фазового состава будут определены при работе алгоритма управления вычислением 52 при использовании нескольких моделей скважины 27, процесс мониторинга, соответствующий одному из вариантов осуществления изобретения, выбирает или выводит окончательное значение расхода и фазового состава по этим предварительным значениям, в ходе процесса 54. В соответствии с этим вариантом осуществления дан

- 21 031871 ного изобретения для моделей скважины 27 определяется иерархия, основанная на определенных условиях, для которых та или иная модель является наиболее подходящей. Так, например, первая модель скважины, которая использует показания четырех датчиков, может использоваться для расчета расхода и фазового состава, а другая модель скважины может быть более удобна, когда только три из четырех датчиков работают нормально. Приведем другой пример: конкретная модель скважины может использоваться в режиме работы скважины, при котором расход почти неизменен, тогда как другая модель скважины может использоваться системой при наличии другого критерия производительности. В некоторых случаях ввод данных оператором или ввод данных, определяемых решением, которое принимает оператор в конкретных условиях, может изменить конкретную используемую модель. Так, например, конкретная модель скважины может использоваться тогда, когда задвижки и заслонки полностью открыты, а другая модель может использоваться, когда определенные задвижки закрыты или частично закрыты. Помимо выбора конкретной модели для использования выдаваемых ею предварительных значений расхода и фазового состава, другие предварительные значения расхода и фазового состава, полученные другими моделями, могут использоваться в комбинации, так, чтобы получить комбинированное предварительное значение расхода и фазового состава для некоторого приращения времени, в зависимости от состояния скважины W или объектов на поверхности.

Доступны различные вариации при выборе или определении иерархии моделей скважины. Так, например, если данные недоступны, то вместо любой из моделей скважины могут быть использованы некоторые простые приближения заданных пользователем уравнений. Например, при использовании, в общем случае, определенной предиктивной модели, которая вычисляет расход и фазовый состав, используя данные по крайней мере от 3 датчиков, другая модель, для которой информация от одного датчика получается методом приближения или предполагается равной определенному значению, может служить в качестве резервной модели, когда имеются только сигналы от 2 датчиков. И наоборот, конкретная модель скважины может быть выбрана в том случае, когда результат измерения одного датчика по сравнению с результатами других датчиков изменяется более чем на определенное значение. Эффекты ухудшения точности результатов измерений при использовании таких приближений или резервных моделей уменьшаются, поскольку предварительные значения расхода и фазового состава получаются с той частотой, которая соответствует вариантам осуществления настоящего изобретения. Таким образом, использование нескольких моделей делает мониторинг скважины или скважин более устойчивым к изменению условий, к поломкам датчиков или к поступлению аномальных данных.

Обратимся теперь к фиг. 11 с более подробным описанием работы процесса 54, при котором производится анализ результатов работы этих моделей скважины 27 и получение окончательных оценок расхода и фазового состава. При выполнении процесса 70 модуль планировщика вычисления 24 выполняет программную процедуру для анализа надежности данных измерений, собранных в ходе процесса 48, описанного выше. Предусматривается, что процесс анализа 70 может выполняться самыми различными способами и методами. Так, например, каждое измеренное значение может сравниваться с различными ожидаемыми значениями, для отсева тех результатов измерений, которые имеют заведомо неверные значения (например, которые могут возникнуть в результате поломки или неправильной работы датчика). И наоборот, каждое измеренное значение может статистически сравниваться с предыдущими результатами измерений, полученных в течение долгого времени, так чтобы определить, является ли текущий результат измерения стабильным или он изменяется со временем. При более сложном подходе сравнение текущего результата измерения для данного датчика по отношению к другим датчикам, связанным со скважиной W, с использованием упрощенной модели и т.п. может показать, является ли данный результат измерения реальным для данных условий.

Предусматривается, что специалисты в этой области, имеющие ссылки на данную спецификацию, могут легко применить эти и другие методы анализа для определения надежности каждого из используемых результатов измерений в ходе процесса 70, реализованного в соответствии с данным вариантом осуществления изобретения.

После завершения процесса анализа 70 модуль планировщика вычислений 24 выполняет процесс принятия решения 71a-71c, посредством которого получается надлежащая иерархия моделей скважины 27. На этом примере процесс принятия решения 71a определяет, является ли какой-либо параметр фазы (например, газонефтяной фактор, обводненность, газлифт) изменяемым (и, как следствие, нестабильным) или аномальным. При положительном результате работы процесса (результат работы процесса 71a - ДА) те модели заслонки, оценка которых производилась в ходе процесса 52, опускаются в иерархии по отношению к их исходному положению процессом 72a, поскольку хорошо известно, что эти модели заслонок базируются на стабильных значениях для этих фазовых параметров. При понижении иерархии согласно данному варианту осуществления изобретения предполагается, что для уменьшенных моделей скважины 27 будут выполнены следующие действия: их иерархия будет понижена, они будут исключены из использования или они будут проверены еще по одному фактору, который регулируется таким образом, чтобы результаты их работы могли быть точными. Аналогичным образом процесс принятия решения 71b определяет, является ли результат измерения давления в стволе скважины нестабильным, после выполнения процесса анализа 70. Если результат положительный (т.е. результат работы процесс принятия ре- 22 031871 шения 71b - ДА), то те модели скважины 27, которые сопоставляют предварительные значения расхода и фазового состава с измерениями давления в стволе скважины, опускаются в иерархии процессом 72b, а процесс 74b понижает иерархию моделей трубы 27 (поскольку такие модели сопоставляют результаты измерения расхода и фазового состава с давлением в стволе скважины и температурой в устье скважины). Процесс принятия решения 71c определяет, существует ли текущее предварительное значение пластового давления и характеризуется ли оно зависимостью от времени. Если это так (результат работы процесса принятия решения 71c - ДА), то гидравлические модели всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны 27 понижаются в иерархии процессом 72c, с учетом того, что модели этого класса предполагают устойчивое пластовое давление.

При таком понижении иерархии моделей процессами 72a, 72b, 74b, 72c, или если понижение иерархии не требуется (один или несколько процессов принятия решения 71a, 71b, 71c выдает результат НЕТ), модуль планировщика вычислений 24 ранжирует исполненные модели скважины 27 в соответствии с результатами работы процесса 76 так, чтобы это согласовалось с результатами анализа. Такое ранжирование может учитывать заданную иерархию, установленную для скважины W. Например, оператор может заранее определить порядок, в котором результаты работы модели скважины 27 ранжируются для данной скважины W. Таким образом, понижение ранга (в иерархии) этой модели скважины 27 при выполнении процессов 72, 74, может изменить этот заданный порядок. Кроме того, анализ и понижение иерархии, выполняемые процессом 54, могут быть использованы для установления первоначального порядка, с учетом общих настроек или других правил (например, модели скважины 27, которые сопоставляют расход и фазовый состав с температурой в устье скважины, считаются, как правило, менее точными, чем те, которые сопоставляют расход и фазовый состав с давлением в стволе скважины, о чем говорилось ранее). В любом случае, процесс 76 создает иерархию или осуществляет выбор моделей скважины 27 на основе их предполагаемой точности.

Приведем наглядные примеры работы операций анализа и понижения иерархии в ходе процесса 54. Рассмотрим пример скважины с ненулевым расходом газлифта, в которой произошел сбой при измерении расхода газлифта или результаты такого измерения являются сомнительными. Пусть в такой скважине также имеет место изменяющееся давление в пласте. В таком случае иерархия моделей скважины 27 может иметь следующий вид: 1) гидравлическая модель трубы (которая сопоставляет результаты с давлением в стволе скважины и с температурой в устье), с регулировкой газлифта; 2) гидравлическая модель всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны (которая сопоставляет результаты с давлением в стволе скважины) с регулировкой газлифта; и 3) гидравлическая модель всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны (которая сопоставляет результаты с температурой в устье скважины) с регулировкой газлифта. Гидравлические модели, имеющие ранг 2) и 3), в таком случае получили менее высокий ранг, чем модель с высшим рангом, по причине неустойчивого значения пластового давления. Однако 2- и 3-я модели по рангу используются в качестве резервных. Другие гидравлические модели и модели задвижек (см. таблицу) получают еще более низкий ранг в иерархии, чем эти три, поскольку такие модели предполагают, что расход газлифта является устойчивым при наличии газлифта в скважине, как и есть в данном случае. Например, модель заслонки Перкинса будет в данном случае использовать неправильное значение газонефтяного фактора, и, таким образом, выводить неверное значение расхода нефти из измеряемого перепада давления в заслонке.

В качестве другого примера приведем скважину, у которой расход газлифта измеряется точно, но в которой по причине конической формы водоносного горизонта или прорыва инжектора имеют место переменные значения обводненности. Для нее процесс 54 создает другую иерархию моделей скважины 27. Если пластовое давление известно точно, то, помимо моделей трубы, пригодны полные модели всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны, указанные в таблице. Ниже приведен пример возможной в таком случае иерархии: 1) гидравлическая модель всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны (которая сопоставляет результаты с давлением в стволе скважины), с регулировкой обводненности; 2) гидравлическая модель трубы (которая сопоставляет результаты с давлением в стволе скважины и температурой в устье) с регулировкой обводненности; и 3) гидравлическая модель всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны (которая сопоставляет результаты с температурой в устье скважины) с регулировкой обводненности. Могут использоваться и другие модели, но их ранг будет ниже этих моделей, поскольку их точность будет в этих условиях сомнительной.

Приведем еще один пример, в котором датчик температуры в устье скважины WTT отсутствует, а датчик давления PT в стволе скважины W вышел из строя, и при этом газонефтяной фактор меняется с течением времени. В такой ситуации может быть применима следующая иерархия: 1) гидравлическая модель всасывающего трубопровода и насосно-компрессорной колонны (которая сопоставляет результаты с температурой в устье скважины), с регулировкой ГНФ и 2) модель заслонки Перкинса. В этом случае модели трубы не могут быть использованы, поскольку они требуют наличия результатов измерения давления в стволе скважины. Метод заслонки Перкинса включен в эту иерархию в качестве резервной гидравлической модели. В такой ситуации для получения точных результатов другие модели не предусмотрены.

- 23 031871

После определения ранга в иерархии моделей скважины (в ходе процесса 76) планировщик вычислений 24 выполняет процесс 78, который выводит предварительные значения расхода и фазового состава на основании результатов работы моделей скважины 27 в соответствии с этой иерархией. Процесс 78 может осуществляться различными способами. Так, например, процесс 78 может просто выбирать результат работы модели скважины 27, поскольку она имеет высшую иерархию, что соответствует приведенной выше рекомендации. Как вариант, значения расхода и фазового состава, полученные этой моделью скважины 27 с самой высокой иерархией, может выбираться только тогда, когда эти значения достаточно близки к результатам следующей, ближайшей по рангу модели или моделей. Кроме того, процесс 78 может вычислять среднее значение для результатов работы всех моделей скважины 27 с самым высоким рангом. При желании можно получить средневзвешенное значение расхода и фазового состава, так чтобы результаты, полученные моделями скважины 27 с более высокой иерархией, имели больший вес, чем это среднее значение. В любом случае значения расхода и фазового состава, полученные в ходе процесса 78, являются результатом работы процесса 54.

Как уже говорилось выше, процессы 52 и 54 эффективно вычисляют расход и фазовый состав, применяя собранные результаты измерений ко всем допустимым моделям скважины 27 (допустимыми моделями считаются те, для которых имеются все необходимые данные), и при этом процесс 54 определяет иерархию, в соответствии с которой эти результаты будут использоваться. Кроме того, процесс 54 может быть выполнен полностью или частично, перед началом процесса вычисления 52, в целях определения иерархии моделей скважины 27, к которым следует применить результаты измерений, в целях экономии вычислительной мощности за счет невыполнения оценки тех моделей скважины 27, результаты которых для расхода и фазового состава могут быть точными с меньшей долей вероятности. Далее, в качестве альтернативы можно использовать различные комбинации этих двух подходов к подмножеству моделей скважины 27, выбранному до начала процесса вычисления 52, и результаты вычисления процесса 52, распределенные в соответствии с иерархией, как описано выше.

Как известно в данной области, преобразователи и датчики в скважинах W могут быть подвержены кратковременным или длительным сбоям, иметь дрейф в калибровке или даже внезапные изменения в работе. Кроме того, данные с этих датчиков могут иногда не передаваться или передаваться неправильно. В других случаях, некоторые датчики могут иметь меньшую надежность данных по сравнению с другими датчиками. Такие неполадки особенно часто возникают при работе скважинных датчиков, таких как датчики давления в стволе скважины PT. Предусматривается, что значения расхода и фазового состава, вычисленные в соответствии с настоящим изобретением, более устойчивы к таким сбоям в работе датчиков, чем другие системы, с учетом иерархии моделей скважин 27, определенной в ходе процесса 54, а также с учетом способности этих моделей получать и обрабатывать сложные входные данные. В частности, некоторые предиктивные модели скважины 27 работают с использованием большего количества данных, нежели минимально необходимый минимум для определения расхода и фазового состава. И наоборот, результаты измерений могут быть доступны для параметров, которые одна или нескольких моделей скважины 27 могут использовать как предполагаемые или вычислять. Такая избыточность входных данных моделей скважины 27 приводит к тому, что эти дополнительные данные можно выгодно использовать для компенсации погрешности датчика. На фиг. 8 показан дополнительный процесс 57, с помощью которого модуль планировщика вычислений 24 способен калибровать или регулировать свои выходные данные в зависимости от результатов работы одной или нескольких моделей скважины 27.

Так, например, если датчик температуры устья скважины WTT дает неточные результаты измерения температуры по абсолютной величине, но работает достаточно точно, чтобы его результаты могли быть использованы для вычисления расхода и фазового состава, то абсолютные значения его показаний не будут согласоваться с другими данными. Как было описано выше, в соответствии с данным изобретением, данные, поступающие с этого конкретного датчика, не будут использоваться при конечном расчете расхода и фазового состава благодаря, например, понижению ранга связанных с ним моделей скважины 27 в иерархии, которая определяется процессом 54. Тем не менее, при выполнении процесса 57 модуль процесса 24 может использовать определенный результат расхода и фазового состава выбранных моделей скважины 27, в дополнение к другим текущим результатам измерений, чтобы вычислить то показание конкретного датчика, которое должно было быть. Процесс 57 также может использовать показания датчиков результаты расчетов моделей с течением времени для определения того, могут ли быть скорректированы результаты измерений конкретного сомнительного датчика с использованием какого-либо коэффициента или функции так, чтобы обеспечить правильный выходной результат. В любом случае, согласно данному варианту осуществления изобретения, коэффициент калибровки или функция может быть получена при работе дополнительного процесса 57, посредством которого будущие результаты измерений от сомнительного датчика (например, датчика температуры устья WTT) будут отрегулированы, и скорректированные значения температуры в дальнейшем будут использоваться при вычислениях расхода и фазового состава. Предусматривается, что благодаря высокой частоте, с которой должны выполняться расчеты расхода и фазового состава, процесс калибровки 57 может быть выполнен в течение относительно короткого времени, например в течение нескольких минут или менее.

Кроме того, процесс 57 может быть устроен таким образом, что модели скважины 27 в иерархии

- 24 031871 будут вычислять ожидаемые значения для каждого датчика, предполагая, что другие датчики в системе работают правильно. Эти ожидаемые значения можно затем сравнить с фактическими результатами измерений, полученными от отдельных датчиков. Любой датчик, у которого полученный результат измерения существенно отличается от ожидаемого значения, например превышает его больше, чем на пороговое значение или процент, может быть помечен как датчик с дрейфом или как неоткалиброванный (ненастроенный) датчик, что потребует применения поправочного коэффициента калибровки в соответствии с приведенным выше описанием. Разумеется, если разность достаточно велика, то это является признаком поломки датчика, и этот признак может быть сохранен в базе данных в течение 12 или в другом месте для использования при мониторинге в будущем. При таком подходе может выполняться прямое сравнение прогнозируемых и измеренных значений для большинства датчиков, используемых в системе, в режиме, близком к режиму реального времени и на постоянной основе с целью предупреждения оператора о дрейфе или поломке датчика, тем самым увеличивая степень контроля качества и гарантируя более высокую надежность получаемых результатов.

Обратимся вновь к фиг. 8. Значения расхода и фазового состава передаются при выполнении процесса 54 модулем планировщика вычислений 24 (фиг. 5), на модули архива 20. При выполнении процесса 56 модули архива 20 управляют сохранением этих новых значений расхода и фазового состава, а также (если нужно) рабочего состояния скважины, определенного в ходе процесса 50, в базу данных 12. Как и прежде, процесс сохранения 56, предпочтительно, создает новую запись E_wt, в которой только что вычисленное значение расхода и фазового состава и прочая информация, полученная в ходе процесса вычисления 35 или иного процесса, сохраняется вместе с индикатором скважины W и текущей меткой времени, которая связана с этими значениями расхода и фазового состава, полученными при расчете, в целях хранения базиса времени для будущих оценок. Кроме того, в той степени, в которой эти значения расхода и фазового состава, а также результаты других вычислений (таких как пластовое давление и т.п.) используются в функциях, которые оцениваются при следующем определении значений расхода и фазового состава для скважины W, эти функции могут быть (если требуется) обновлены в этот момент с использованием новых предварительных значений расхода и фазового состава.

Обратимся опять к фиг. 7. Сохранение значений расхода и фазового состава, связанных со временем, при выполнении процесса 56 завершает работу этого экземпляра процесса вычисления 35. Между тем, процесс вычисления 35 осуществляется для других скважин W, из которых получаются текущие результаты измерений, поскольку это установлено при создании многообъектной архитектуры программного обеспечения, описанной выше при рассмотрении фиг. 6. После завершения этого экземпляра процесса вычисления 35 предполагается, что процесс мониторинга в непрерывном режиме, близком к режиму реального времени, затем перейдет к следующему экземпляру, в соответствии с частотой или периодичностью, ранее установленной пользователем. И, как упоминалось выше, следующий экземпляр процесса мониторинга скважины 35 может быть инициирован по требованию пользователя перед наступлением обычного времени, когда следующий экземпляр должен был бы начать работу в периодическом режиме.

В соответствии с этим вариантом осуществления данного изобретения управление вычислением и использование результата вычисления расхода и фазового состава, полученного в ходе процесса 35, может в дальнейшем осуществляться различными способами. Как показано на фиг. 7, процесс проверки 36 получает данные от производственных объектов, таких как экспортные сооружения, трубопроводы, сепараторы, или от любых других объектов, связанных с добычей, и проверяет результаты процесса вычисления 35, используя данные с этих объектов. Процесс проверки 36 может быть выполнен для каждого вычисления расхода и фазового состава для каждой скважины, или выполняться лишь периодически. Кроме того, процесс проверки 36 может выполняться по требованию, например, в ответ на запрос пользователя или администратора (фиг. 5), или, как будет описано ниже, при обнаружении того или иного события. В целом, вычисления расхода и фазового состава, выполненные в ходе процесса 35, подтверждаются в ходе процесса 36 путем оценки соответствия этих расчетов и результатов тем данным, которые были получены от объектов. Кроме того, как показано на фиг. 7, данные испытаний, проведенных на скважинах месторождения, могут быть использованы для калибровки этих моделей процессом калибровки 34. Например, потоки добычи из одной или нескольких скважин могут периодически направляться на тестовые сепараторы для обеспечения надлежащей калибровки моделей, используемых для определения расхода и фазового состава. Те скважины, которые в последнее время прошли такие калибровочные испытания с использованием сепаратора, могут считаться более надежными и, следовательно, требуют коррекции в меньшей степени, чем другие скважины. Такое сочетание процесса калибровки 34 и процесса проверки 36 уменьшает количество ошибок, и, следовательно, позволяет получить более надежные и точные результаты.

Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения обычные испытания скважин на приток представляют собой тест одного типа, используемый при калибровке предиктивной модели 27 процессом калибровки 34. Как уже говорилось выше, поскольку доход делится между заинтересованными участниками по месторождению в целом, а не выделяется по отдельным скважинам, полезный выход нескольких скважин месторождения, как правило, объединяется, и измеряется совокупный объем

- 25 031871 производства по всему месторождению в целом. Это устраняет необходимость в установке отдельных расходомеров на каждой скважине, исходя из экономических аспектов, что позволяет сократить затраты и эксплуатационные расходы, но ценой потери реального времени, необходимого на выполнение измерений отдельных скважин на приток в процессе эксплуатации. Согласно этому варианту осуществления изобретения, управление периодическими испытаниями отдельных скважин на приток осуществляется в автоматическом режиме, с минимальным вмешательством человека, и таким образом, при необходимости, можно провести калибровку предиктивных моделей скважины так, чтобы отразить состояние и производительность отдельных скважин.

На фиг. 13 схематически показано добывающее месторождение, морское или береговое. В этом примере месторождение содержит несколько скважин 4, установленных в различных его местах, в которых нефть и газ добываются обычным способом. Несмотря на то что на фиг. 13 показано небольшое количество скважин 4, предполагается, что современное месторождение, в контексте настоящего изобретения, может иметь гораздо большее количество скважин, чем показано на этом рисунке. Здесь каждая скважина 4 соединена с буровой площадкой 2 посредством трубопровода 5. Для примера на фиг. 13 показано 8 буровых площадок 20-2-. Разумеется, специалистам, знакомым с данной дисциплиной, понятно, что на месторождении может существовать более восьми буровых площадок 2. Каждая буровая площадка 2 может поддерживать множество скважин 4. Так, например, буровая площадка 2₃, показанная на фиг. 13, поддерживает 42 скважины: с 4₀ по 4₄₁. Каждая буровая площадка 2 собирает добытое сырье из связанных с нею скважин W и передает собранное сырье на перерабатывающую установку 9 по одному из трубопроводов SL. В конечном счете, перерабатывающая установка 9 соединена с выпускным трубопроводом OUT, который, в свою очередь, может быть соединен с более крупным трубопроводом с другими перерабатывающими установками 9.

Несмотря на то что объем добычи на месторождении в целом достаточен для экономических целей, информация об объеме добычи отдельных скважин 4 месторождения имеет важное значение с точки зрения управления скважиной и пластом. Знание информации об объеме добычи отдельных скважин, в том числе о вариациях объемов добычи от скважины к скважине в пределах месторождения, а также об изменении объемов добычи с течением времени, может оказать существенное содействие в сфере управления пластом и отдельными скважинами 4. Так, например, информация о расходе в отдельных скважинах позволяет своевременно произвести соответствующую повторную разработку и выполнить другие действия со скважинами 4 так, чтобы добиться максимального уровня добычи. Информация об изменении объема добычи скважин 4 и об их местонахождении на месторождении позволяет точно управлять пластом, например, указывая части месторождения, и, таким образом, скважины 4, которые оптимально реагируют на стимуляцию, закачку, поддержание давления и процессы вторичной эксплуатации. Эта информация также будет способствовать размещению новых скважин для получения максимальной отдачи от инвестиций.

Для получения информации об объеме добычи из отдельных скважин 4, как известно, в данной области, в одном или в нескольких местах добывающего месторождения устанавливается измерительная система. На фиг. 14 показан пример такой измерительной системы, применимой в рамках данного варианта осуществления изобретения. Здесь она устанавливается на буровой площадке 2₃ месторождения, показанного на фиг. 13. Кроме того, измерительная система, как показано на фиг. 14, может быть установлена и в другом месте месторождения, где находятся трубопроводы 5, идущие от отдельных скважин. На фиг. 14 трубопроводы 5₁-5₅, идущие от пяти скважин 4₁-4₅ соответственно, снабжены соответствующими парами задвижек 84₁-84₅ и 86₁-86₅ соответственно. Обратимся к трубопроводу 5₁. Задвижка 84₁ соединяет трубопровод 5₁ с манифольдом 83, а задвижка 86₁ соединяет трубопровод 5₁ с манифольдом 81. Другие трубопроводы 5 аналогично связаны со своими задвижками 84 и 86. Сырье, выходящее из манифольда 81, поступает на расходомер 82, к выходу которого присоединен манифольд 83. Выходной поток из манифольда 83, как показано на фиг. 14, поступает в трубопровод SL_k, который подает выходные потоки скважин 41-44 на центральную перерабатывающую установку 9.

В данном примере каждый трубопровод 5₁-55 переносит все фазы выходного потока (газ, воду, нефть) из соответствующей скважины 4₁-4₅, а расходомер 82 представляет собой мультифазный расходомер, способный измерять расход каждой фазы (газ, вода и нефть). Кроме того, если расходомер 82 является однофазным, то в одну из точек трубопровода перед расходомером можно установить фазовый сепаратор. В таком случае для измерения расхода каждой из фаз могут понадобиться отдельные расходомеры.

При нормальной добыче все задвижки 84₁-84₅ открыты, а все задвижки 86₁-86₅ закрыты. Выходные потоки из скважин 4₁-4₅ направляются в манифольд 83 и трубопровод SL_k. Расходомер 82 в этой точке не выполняет измерение. При закрывании одного из задвижек 84 и открывании соответствующей задвижки 86, выходной поток соответствующей скважины 4 может измеряться расходомером 82. Так, если задвижка 842 закрывается и соответствующая задвижка 862 открывается, то выходной поток из скважины 42 направляется в расходомер 82, из расходомера 82 в манифольд 83, и, в конце концов, в трубопровод SL_k. Такая схема обычно именуется испытанием скважины на приток, в данном случае скважины 42. В соответствии с данным вариантом осуществления изобретения, задвижки 84, 86 или другое оборудова

- 26 031871 ние для изменения направления потока указывает на изменение маршрута или положения. Новый маршрут определяется задвижками 84 и 86, и информация о положении задвижек поступает на сервер 8a напрямую или посредством некоторого промежуточного сигнала, чтобы указать на то, что испытание скважины на приток в настоящий момент выполняется, и скоро начнут поступать результаты измерения от расходомера 82.

Такие испытания скважины на приток, как правило, выполняются периодически (например, ежемесячно) или при возникновении определенного события или сомнений со стороны пользователя, например инженера-эксплуатационника. Такие испытания, как правило, выполняются в течение нескольких часов, так, чтобы обеспечить выполнение измерений в установившихся условиях скважины. Как известно в данной области, при проведении испытаний, связанных с измерением расхода отдельной скважины 4, также измеряются и другие параметры. Как было описано при рассмотрении фиг. 1 и 2, к таким параметрам относится давление в стволе скважины, температура в стволе скважины, давление в устье скважины, температура в устье скважины, положение дроссельной заслонки, и, если применимо, другие параметры, такие как давление газлифта, расход газлифта, положение задвижки при управлении газлифтом и т.п. Испытание скважины 4 на приток таким образом способно соотнести расход, который измеряется расходомером 82, с теми параметрами, поскольку все они измеряются одновременно и, следовательно, в тех же условиях скважины. Как будет более подробно описано ниже, системы и методы, соответствующие данному варианту осуществления, помогают при планировании и составлении графика испытаний отдельных скважин 4 на месторождении, а также при анализе результатов измерений, полученных при испытаниях, для определения устойчивости и достаточности данных испытаний скважины на приток.

Как известно в данной области, некоторые скважины месторождения могут использоваться как нагнетательные скважины, по которым флюид (например, вода) вводится в пласт для повышения добычи нефти из добычных скважин. Расход флюида в нагнетательных скважинах также зависит от пластового давления и других параметров, таким образом, испытания нагнетательных скважин также являются полезным инструментом. Предусматривается, что данное изобретение также может применяться, когда оно используется при определении производительности таких нагнетательных скважин. Таким образом, следует понимать, что в той степени, в которой описание данного варианта осуществления настоящего изобретения относится к испытаниям добычной скважины на приток, в той же степени сама система и метод данного варианта осуществления настоящего изобретения может так же применяться и для нагнетательных скважин.

Обратимся теперь к фиг. 15. Рассмотрим работу серверов 8, показанных на фиг. 5, при проведении испытаний скважин на приток, в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения. Как было описано выше, предусматривается, что операции, показанные на фиг. 15 и сопутствующие операции, описанные здесь, выполняются компьютерными программами, работающими на центральных процессорах или других программируемых логических устройствах различных вычислительных ресурсов, показанных на примере фиг. 4, с использованием архитектуры программного обеспечения, описанной выше и показанной на фиг. 5 и 6. Более конкретно, приведенное ниже описание относится к операциям, которые выполняются серверами 8a и 8b в архитектуре, показанной на фиг. 4-6. Следует иметь в виду, что другие компьютеры также могут выполнять эти операции, и в некоторых случаях они могут быть реализованы на клиентских системах, а не на одном из серверов 8. Кроме того, предполагается, что компьютерные программы, исполняемые на этих вычислительных ресурсах, могут быть легко созданы специалистами в данной области, имеющими ссылки на данную спецификацию, по функциональным описаниям, представленным в данной спецификации, с использованием обычных навыков программирования и техники, при необходимости в сочетании с существующими пакетами программного обеспечения, и без дополнительных экспериментов. Кроме того, предполагается, что эти компьютерные программы будут являться резидентными программами и храниться в программной памяти, доступной для этих центральных процессоров и других программируемых логических устройств, или иным образом в доступных для этих компьютерных ресурсов, в виде машиночитаемой информации, или иным образом храниться в программной памяти или на других обычных оптических, магнитных и других носителях этих компьютерных ресурсов, или передаваться им в виде электромагнитного несущего сигнала, в котором закодирован функциональный описательный материал, соответствующий этим компьютерным программам. Кроме того, предполагается, что одна или несколько компьютерных программ могут находиться не на том компьютерном ресурсе, на котором они исполняются, как, например, в случае использования так называемых сетевых прикладных программ. Также предполагается, что опытные читатели могут внести изменения в операции, которые описаны в этой спецификации, не выходя из рамок настоящего изобретения. Разумеется, работа системы мониторинга в соответствии данным с вариантом осуществления изобретения описывается только в качестве примера.

Как показано на фиг. 15, эта работа начинается с процесса 90, при работе которого перенаправление выходного потока одной или нескольких скважин 4 на расходомер 82 (см. фиг. 14) обнаруживается сервером 8a. Как отмечалось выше, предполагается, что производится мониторинг различных задвижек 84, 86, или такие задвижки могут сами посылать сигналы, указывающие на изменение маршрута выходного потока этими задвижками и другими устройствами, вместе с той информацией, которая позволяет опре

- 27 031871 делить, расход каких именно скважин 4 измеряется расходомером 82, и является ли измеряемый поток смешанным или принадлежащим только одной скважине 4. Как правило, система измерения и направления потока на месторождении имеет гораздо более сложный вид, чем тот, который показан на фиг. 14. Логический алгоритм, который используется модулем мониторинга испытаний 85, и находится на нем, выполняется сервером 8а и должен, таким образом иметь возможность обнаружения и идентификации скважины 4, поток из которой вновь направляется на расходомер 82, на основе характера информации, полученной на месторождении.

Как вариант, работа системы мониторинга в соответствии с этим вариантом осуществления изобретения может быть инициирована вручную, например, пользователем, при нажатии кнопки на дисплее терминала удаленного доступа RA. В этом случае система мониторинга начнет выполнение этой операции таким же образом, как если бы она сама обнаружила изменение направления потока в ходе процесса 90.

Как было указано выше, предполагается, что поток от нескольких скважин может направляться на расходомер 82 задвижками 84 и 86. В этом случае проходящий поток, который измеряется расходомером 82, будет представлять собой смешанный поток из нескольких скважин. В соответствии с данным вариантом осуществления изобретения модуль мониторинга испытаний 85 способен обнаружить, какие именно скважины 4 участвуют в данном совокупном потоке, для которого измеряется расход, и, в целях проведения испытаний конкретной скважины 4_k на приток, способен выделять значения расхода флюида, соответствующие последним результатам измерения расхода для скважин 4, иных, нежели конкретная скважина 4_k, которая представляет интерес при проведении данных испытаний. Таким образом, для целей последующего описания, ссылки на конкретную выбранную скважину 4, для которой проводится испытание, следует понимать как относящиеся к ситуации, при которой поток от одной выбранной скважины 4 направляется на расходомер 82, или, как вариант, к ситуации, при которой фактически измеряемый расход относится к смешанному потоку, из которого вычитаются все последние предыдущие результаты измерения расхода для скважин 4, иных, нежели выбранная скважина 4_k, представляющая интерес.

При выполнении процесса 92 в соответствии с данным вариантом осуществления изобретения сигналы передаются от расходомера 82 на сервер 8a, с помощью таких промежуточных систем сбора данных и т.п. Такие сигналы указывают на расход (и фазовый состав, если расходомер 82 является мультифазным) флюидов, измеряемых расходомером 82, для выходного потока выбранной скважины 4. Кроме того, эти сигналы также принимаются сервером 8a, и они соответствуют режиму измерений условий самой скважины 4 в реальном времени или режиму, близкому к реальному времени. К таким измерениям относятся измерения всех или некоторых следующих параметров: температуры в стволе скважины и на поверхности, давления в стволе скважины и на поверхности, положения контрольной задвижки и т.п. В ответ на эти результаты измерений, проводимых при испытаниях расходомером 82 и датчиков скважины 4, модуль мониторинга испытаний 85 измеряет устойчивость выработки в скважине 4, в соответствии со статистическими и другими критериями, ранее определенными пользователем. Предполагается, что информация о температуре, давлении и расходе, как правило, является достаточной для того, чтобы определить устойчивость выработки скважины, о чем свидетельствует процесс принятия решения 93, показанный на фиг. 15. Как известно в данной области, главной целью проведения испытаний является анализ расхода выходного потока скважины по отношению к условиям в стволе скважины и в пласте (температура, давление и т.д.), что позволяет определить производительность скважины (расход, полученный при данном перепаде давления) и информацию о прискважинной зоне скважины (например, информацию о трении, о повреждении пласта и о других факторах, за счет которых может снижаться выработка). Само по себе, в общем случае, важно получить эти значения в течение периода времени, при котором скорость добычи является относительно стабильной. Если критерии устойчивости не выполняются, исходя из полученных результатов измерений, в течение определенного периода времени (результат работы процесса принятия решения 93 - НЕТ), то выполнение процесса 92 для сбора дополнительных данных измерений с течением времени будет продолжено. Как только модуль мониторинга испытаний 85 определит, что устойчивое состояние добычи достигнуто (результат работы процесса принятия решения 93 - ДА), то начнется испытание скважины на приток, т.е. начнется выполнение процесса 94.

При выполнении процесса 94 модуль мониторинга испытаний 85 вначале определяет момент времени, следующий за принятием решения о том, что стабильные условия достигнуты (процесс 93). Этот момент является моментом начала соответствующего периода испытания. После этого момента начала модуль мониторинга испытаний 85 собирает результаты измерений расхода с расходомера 82 и результаты измерений состояния и условий в скважине 4, что соответствует процессу 94. Модуль мониторинга испытаний 85 продолжает собирать результаты измерений расхода при выполнении процесса 94, и выполняет процесс 96, чтобы определить достаточность этих данных по заранее определенному критерию. В этом варианте осуществления изобретения, процесс определения достаточности собранных данных (процесс 96) может осуществляться различными способами. Процесс 96 может просто определять продолжительность испытаний для определения расхода, или, точнее, время, прошедшее после принятия решения 93 о том, что полученные данные результаты измерений являются стабильными. В этом случае

- 28 031871 процесс 96 определяет, что за прошедшее время или за период времени до достижения определенного предела получены достаточные данные.

Однако, как известно в данной области, в процессе проведения испытаний могут возникать производственные потери, например, если одна или несколько скважин 4 будут закрыты в целях изоляции потока конкретной скважины 4_k, для которой проводятся испытания. Таким образом, желательно свести к минимуму продолжительность промежутка времени, при котором возникают производственные потери, прекращая испытание сразу после того как будет получено достаточное количество данных. Таким образом, согласно данному варианту осуществления изобретения, процесс 96 может выполняться модулем мониторинга испытаний 85 на сервере 8a, или некоторыми другими вычислительными ресурсами и программным модулем, проводя статистический анализ полученных данных испытаний и определяя наличие достаточного количества полученных данных измерений, для получения результата с точностью до некоторого заранее определенного уровня достоверности. Так, например, критерий точности может определить возможность вычисления таких параметров как средний расход флюида, давление в стволе скважины, пластовое давление и пр., по полученным результатам измерения расхода, так чтобы эти параметры можно было рассматривать как точные в пределах желаемого уровня достоверности. В конкретном примере осуществления данного изобретения, эквивалентный ежедневный расход для каждой фазы вычисляется периодически на основе необработанных данных измерения расхода. Период же может устанавливаться пользователем и варьироваться от нескольких минут до нескольких часов. В этом случае критерий точности может указать, что получено достаточное количество результатов измерений, если статистическая погрешность среднесуточного эквивалентного расхода опускается ниже предварительно установленного предела (например, если погрешность становится меньше 100 баррелей в сутки). Те скважины, в которых расход является стабильным, конечно же, достигают такого критерия точности раньше (т.е. после меньшего количества периодов вычислений), чем те скважины, в которых имеет место широкий диапазон изменчивости за время проведения измерений. В любом случае, статистический анализ полученных данных определяет, повысит ли дополнительная информация точность результата в какой-либо значительной степени (при статистическом анализе), и статистически определяет сопоставимую степень неопределенности в отношении всех скважин на месторождении. Предусматривается, что специалисты в данной области, имеющие ссылки на эту спецификацию, могут определить и реализовать соответствующие статистические критерии и алгоритм решения для процесса 96, которые подходят для конкретных областей применения без выполнения неоправданных экспериментов. Такое статистическое определение достаточности, которое осуществляется при выполнении процесса 96, таким образом, обеспечивает дополнительные преимущества минимизации влияния производственных потерь в результате проведения испытаний одной или нескольких скважин 4.

После того как будет установлено, что получено достаточное количество данных, процесс 96 выдает уведомление ответственным лицам (например, по электронной почте, посредством вывода индикатора на терминале удаленного доступа RA или иным образом), о том, что испытание скважины на приток может быть прекращено в любое время, или что на расходомер 82 можно переключить выходной поток другой скважины и т.д. Между тем, в ходе процесса 96, модуль мониторинга испытаний 85 продолжает принимать и обрабатывать результаты испытаний до тех пор, пока не истечет указанный срок (например, 4-6 часов) или пока не будет изменено направление потока выбранной скважины 4 (например, в качестве реакции на уведомление о сборе достаточного количества данных), после чего испытание заканчивается.

В связи с настоящим изобретением также предполагается, что операция управления испытанием, в соответствии с этим вариантом осуществления изобретения, может быть использована для анализа и управления многоступенчатым испытанием конкретной скважины 4. Такие многоступенчатые испытания представляют собой испытания, при которых условия в скважине 4 при проведении испытаний изменяются под контролем инженера-эксплуатационника или другого пользователя, что является частью испытания скважины. Такой тип испытаний таким образом обеспечивает получение информации о переходных характеристиках скважины и зависимость расхода, температуры, давления и других параметров друг от друга. Данный вариант осуществления изобретения способен принимать и управлять данными таких многоступенчатых испытаний до тех пор, пока процесс 96 не получит информации о том, что данные измерения потока должны быть собраны в разных или меняющихся условиях. В противном случае, как уже упоминалось выше, модуль мониторинга испытаний 85 может прекратить испытание и сбор данных измерений при обнаружении явной утраты стабильности, вызванной изменением условий. В связи с этим предполагается, что пользователь объявит о намерении выполнить такое многоступенчатое испытание (а также, возможно, укажет количество условий испытания) заранее, до начала испытания процессом 90, и что процесс 96 затем будет выполняться так, чтобы не остановить интервал проведения испытаний при обнаружении изменений условий работы скважины (или только после завершения определенного количества и последовательности условий проведения испытаний, указанных пользователем до их начала).

Независимо от конкретного критерия прекращения испытаний или от другого события, вызывающего прекращение, процесс 96 завершается модулем мониторинга испытаний, и при этом процессом 100 генерируется сводка или отчет, и одному или нескольким определенным пользователям выдается уве

- 29 031871 домление о завершении испытания, содержащее результаты этого испытания. Предусматривается, что уведомление этим пользователям может выдаваться посредством автоматического сообщения электронной почты, текстового сообщения или другого автоматического уведомления, пересылаемого сервером 8a. Такое уведомление предполагает, что пользователь получает доступ к результатам только что завершенного испытания через веб-браузер 25, в порядке, описанном выше при рассмотрении фиг. 5. Это сообщение может, при необходимости, содержать ссылку, по которой пользователь может легко получить доступ к результатам через веб-браузер 25. Вместо такого варианта (или в дополнение к нему) могут использоваться и другие различные другие подходы к уведомлению соответствующего пользователя, а именно, визуальное или звуковое оповещение, вибрационный сигнал, посылаемый на пейджер, мобильный телефон или другое электронное устройство, или даже автоматический телефонный вызов. Согласно вариантам данного изобретения способ отправки уведомления или оповещения может определяться пользователем или настраиваться при управлении системой или при оперативном управлении. Как видно из данного описания, инженеру-эксплуатационнику или иному пользователю не нужно принимать участие в выполнении испытания или в обработке данных испытаний до указанного момента, к которому все данные измерений при испытаниях уже получены, обработаны и обобщены в автоматическом режиме. После оповещения и отправки данных (процесс 100), модуль мониторинга испытаний 85 ожидает подтверждения результатов испытаний от уведомленного пользователя. После получения такого подтверждения только что завершенное испытание становится действительным, и его результаты могут быть использованы для дальнейшего анализа. Модуль мониторинга испытаний 85 сохраняет данные измерения и анализа для данного испытания в памяти посредством модулей архива 20 (фиг. 5) в ходе процесса 101.

Как предполагается в соответствии с этим вариантом осуществления изобретения, процесс сохранения 101, а также другие оповещения и пересылка данных пользователям или другому персоналу могут представлять результаты испытаний различными способами. Например, уведомление может указать пользователю через терминал удаленного доступа RA, что табличный отчет доступен для просмотра через веб-браузер 25. Примером такого табличного отчета является окно браузера 115, показанное на фиг. 16. В этом примере информация о скважине 4, для которой проводилось испытание, показано во вложенном окне Общая информация об испытании окна браузера 115 (например, с указанием названия месторождения, скважины 4, на которой проводилось испытание, а также информации о сепараторе и другом оборудовании, использованном при испытании, время начала, окончания и продолжительность испытаний, а также моменты времени, в которые были собраны данные). Во вложенном окне Результаты окна браузера 115 (см. фиг. 16), на этом примере, показаны результаты измерений, полученные при проведении испытаний, а также результаты любых применимых предиктивных моделей скважины 27, к которым эти измерения были применены (например, пластовое давление и т.д.), как будет описано ниже. Разумеется, модули архива 20 или другие функции сервера 8a могут обеспечить и другие (или дополнительные) подходы к представлению этих результатов. К таким подходам относятся графики архивных данных соотношения забойного давления фонтанирования с дебитом, сравнение скважин 4, подвергшихся испытаниям, индивидуально и с другими скважинами, находящимися поблизости или на месторождении, анализ снижения производительности с использованием последних результатов испытания в нормализованном виде и с архивными результатам, сравнительные узловые тренды в режиме реального времени и в сравнении с прошлыми испытаниями, а также различные пользовательские или интерактивные отчеты, графики, тренды и т.п.

Как было описано выше, работа данного варианта осуществления изобретения при обработке результатов испытания скважины на приток дает важные преимущества в управлении добывающим месторождением. Как было описано выше, этот вариант осуществления изобретения позволяет управлять сбором, обработкой и обобщением данных испытаний, и не требует вмешательства человека-пользователя. Более того, пользователь получает уведомление о проведении такого испытания в нужное время, и он(она) может проверить и подтвердить эти результаты по мере необходимости. Это повышает эффективность использования квалифицированных кадров и исключает утомительные усилия и субъективное влияние человеческого фактора на обработку результатов измерений, выполняемых при проведении испытаний. Таким образом, модуль мониторинга испытания 85 и модуль испытания 80 и их функции, описанные в этой спецификации, могут быть реализованы и обеспечивать преимущества в качестве самостоятельных функций и без функций определения расхода и фазового состава, описанных в этом документе. Тем не менее, в сочетании с функциями и модулями расхода и фазового состава, информация и результаты испытаний, в том виде, в котором они собираются и обрабатываются в соответствии с данным вариантом осуществления настоящего изобретения, могут быть использованы для получения еще большего преимущества, т.е. для калибровки и рационализации результатов вычислений расхода и фазового состава посредством предиктивных моделей скважины.

Таким образом, в том числе в качестве отклика на указание пользователя о том, что результаты испытаний являются действительными, процесс калибровки 34 может впоследствии выполнить анализ и калибровку (при необходимости) существующих предиктивных моделей скважины 27 по результатам завершенного испытания. Архитектура программного обеспечения, показанная на фиг. 5, предполагает,

- 30 031871 что процесс калибровки 34 будет осуществляться, прежде всего, модулем испытания 80 сервера 8b, по запросу и по графику, составляемому планировщиком вычисления 24, и путем передачи последних полученных и обработанных данных измерений посредством соответствующего веб-сервиса 23. Таким образом, если это необходимо, процесс калибровки 35 может выполняться и не в режиме реального времени.

Как показано на фиг. 15, процесс калибровки 34 начинается с процесса 98, при выполнении которого модуль испытаний 80 оценивает результаты испытания с помощью одной или нескольких текущих предиктивных моделей 27 для соответствующей скважины 4. Предусматривается, что процесс 98 может быть выполнен различными способами. Например, результаты измерения температуры в стволе скважины и на поверхности, и давления, полученные в скважине 4 при проведении испытаний, могут применяться к модели или моделям скважины 27 для оценки расхода. Затем это предварительное значение расхода может сравниваться с расходом, который в действительности получен при измерении расходомером 82 при проведении испытаний. Это позволяет оценить точность модели скважины 27 по сравнению с фактическими результатами измерений. Кроме того, измеренное значение расхода может быть применено к моделям 27 таким образом, чтобы получить предварительные значения других результатов измерений, которые затем сравниваются с фактическими результатами измерений при выполнении процесса 98. В любом случае, модуль испытаний 80 оценивает результат процесса принятия решения 99 и определяет соответствие выбранной предиктивной модели скважины 27 в пределах заранее определенного допуска. Если модель соответствует (результат работы процесса принятия решения 99 - ДА), то текущие модели скважины 27 являются достаточно точными и могут использоваться в дальнейшем в соответствии с приведенным выше описанием в ходе процесса вычисления 35 (фиг. 7).

Если результаты только что завершенного испытания для скважины 4 не вполне соответствуют существующей предиктивной модели скважины 27 (результат работы процесса принятия решения 99 НЕТ), то процесс калибровки 34, выполняемый модулем испытаний 80 будет калибровать или регулировать предиктивные модели определения расхода и фазового состава 27 в ходе процесса 102. Как было описано выше, различные модели скважины 27 вычисляют значения, такие как расход и фазовый состав, с помощью заранее определенной взаимосвязи других результатов измерений (например, температуры и давления в стволе скважины или на поверхности), и выдают значения расхода и фазового состава. В ходе процесса 102 константы и функции этих параметров, используемые в этих моделях, могут быть скорректированы с учетом взаимосвязей и реальных результатов, полученных при проведении испытания. Кроме того, вместо изменения констант и функций в пределах самой модели, для настройки результатов модели в соответствии с измеренным значением расхода, если это необходимо, к существующей модели может быть применен калибровочный коэффициент. В любом случае откалиброванная или скорректированная модель или модели 27, полученные в ходе процесса 102, отправляются ответственному пользователю для проверки и подтверждения. Если пользователь не подтверждает такую калибровку или коррекцию (результат решения 103 - НЕТ), то процесс 102 может быть выполнен повторно, так чтобы предпринять другую попытку калибровки или настройки, возможно и в интерактивном режиме с пользователем. Как только пользователь подтвердит калибровку или настройку модели или моделей 27 (результат решения 103 - ДА), может быть начат процесс вычисления 35 с использованием обновленных моделей 27.

Процесс 35 применяет обновленную модель или модели скважины 27 в порядке, описанном выше, используя измерения, полученные в режиме реального времени или в режиме, близком к режиму реального времени, от скважины 4, для которой проводилось испытание, и от других скважин 4 на месторождении, которые находились под контролем системы. Как будет описано ниже, согласно данному варианту осуществления изобретения модуль испытаний 80 также помогает в планировании и составлении графика последующих испытаний. В нормальном режиме работы после завершения одного или нескольких экземпляров процесса вычисления 35, модуль вычисления 80 определяет, находятся ли полученные при работе модели значения расхода и фазового состава в пределах определенного допустимого диапазона R. Этот диапазон R заранее устанавливается инженерно-техническим персоналом или другими пользователями в ходе процесса 104, передается на сервер 8b и хранится на нем. Предусматривается, что этот диапазон R соответствует диапазону значений расхода и фазового состава, который не указывает на возможную необходимость проведения специальных испытаний (например, незапланированных) соответствующей скважины 4. Если результаты работы процесса вычисления 35 находятся в пределах ожидаемого или допустимого диапазона R (результат решения 105 - ДА), то, как описано выше, при выполнении процесса 108 вычисленные значения расхода и фазового состава передаются в модули архива 20 для хранения в обычном режиме. Предусматривается, что процесс хранения 108 будет включать в себя для каждого набора результатов испытаний скважины на приток такую информацию, как идентификатор скважины 4, для которой проводятся испытания, измеренное значение расхода или значения расхода, полученные за период проведения испытаний, метку времени с указанием даты и времени испытаний, и данные, соответствующие другим результатам измерений, таким как давление в стволе скважины и на поверхности и температура, полученные в ходе испытаний. Другие различные данные, информация и результаты измерений могут быть сохранены в ходе процесса сохранения 108 в соответствии с определениями, данными инженерно-техническим персоналом или другими пользователями. Кроме того, резуль

- 31 031871 таты испытаний и результаты работы приемлемой предиктивной модели скважины 27, к которой применены результаты измерений, выполненных при испытаниях, могут быть представлены в процессе 108, например так, как указано выше при описании окна браузера 115 на фиг. 16. Обратимся опять к фиг. 15: если результаты расхода и фазового состава, полученные приемлемой моделью скважины 27, не подпадают под ожидаемый или допустимый диапазон R (результат решения 105 - НЕТ), то модуль испытаний 80 выдает оповещение ответственным уполномоченным пользователям в ходе процесса 110. Это оповещение, как отмечалось выше, показывает, что предиктивные модели 27 выдали информацию о расходе и фазовом составе, основанную на последних результатах измерения, которая указывает на необходимость проведения специального испытания для конкретной скважины. При обнаружении того, что выходной поток скважины 4 был перенаправлен на расходомер 82 опять (процесс 90) в ответ на уведомление, поданное процессом 110 или иным способом, выполнение испытаний, результирующий процесс калибровки 34 и процесс вычисления 35 (см. фиг. 15) начнутся снова.

Согласно другому аспекту данного варианта осуществления изобретения модуль испытаний 80, находящийся на сервере 8b, определяет и поддерживает график проведения испытаний скважин 4 месторождения, а также выдает назначенным сотрудникам оповещения и напоминания о проведении испытаний конкретных скважин в соответствии с таким графиком. Для выполнения этой функции модуль испытаний 80 может использовать различные параметры и атрибуты. Одним из таких параметров является максимально допустимое количество дней, т.е. предельное значение, определяемое заранее инженернотехническим персоналом или другими пользователями, которое хранится на сервере 8b. В этом примере такое предельное значение гарантирует, что, даже если ни один из параметров или показателей не указывает на то, что испытания скважины 4 должно быть выполнено, то такое испытание для скважины 4 все равно будет выполнено в пределах этого периода. Другие параметры, которые могут быть использованы для определения приоритетности и графика проведения испытаний скважины 4 на приток (применительно к каждой из скважин 4 месторождения) таковы: процентная доля вклада скважины 4 в общую выработку месторождения; последнее направление тренда и изменение величины с течением времени для скважины 4; разность измеренного и предполагаемого значения давления в стволе скважины; разность между реально измеренными значениями расхода и фазового состава и значениями, полученными наилучшей моделью скважины 27; количество дней, прошедших с момента проведения последнего испытания скважины 4 на приток, и т.п. Эти значения параметров и другие, которые могут использоваться для определения приоритета, обновляются по результатам последних испытаний, последним результатам измерений давления и температуры и по результатам работы предиктивной модели 27 для различных скважин 4 месторождения. В соответствии с этим аспектом данного варианта осуществления изобретения модуль испытаний 80 имеет доступ к применимым параметрам из указанного множества параметров для каждой скважины 4, применяет эти значения для работы алгоритма или уравнения для определения приоритета, которое определяет график проведения испытаний и выводит график таких испытаний для скважины 4 месторождения в зависимости от результатов такого определения приоритета. Предусматривается, что специалисты в данной области, имеющие ссылки на эту спецификацию, легко смогут составить такой алгоритм или уравнение для определения приоритета применительно к конкретной ситуации на месторождении, без неоправданных экспериментов. При получении результатов работы такого алгоритма или уравнения для определения приоритета, указывающих, что на конкретной скважине 4 должны быть проведены испытания, сервер 8b (или другие ресурсы в системе) может выдать соответствующему персоналу оповещение или напоминание о том, что такое испытание может быть выполнено. Как вариант, этот персонал может следовать общей программе проведения испытаний, составленной для месторождения модулем испытаний 80. В любом случае в соответствии с принципом работы данного варианта осуществления изобретения, как описано выше, начало испытания на данной скважине 4 определяется автоматически (процесс 90, фиг. 15), а обновление и применение результатов, как описано выше, происходит в автоматическом режиме, без дальнейшего привлечения персонала в режиме реального времени для получения результатов испытаний.

Вычисленные значения расхода и фазового состава, полученные процессом вычисления 35, в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения, могут впоследствии быть скорректированы с использованием одного или нескольких согласующих коэффициентов или уравнений, в ходе процесса согласования 40. Этот процесс 40 использует значения расхода и фазового состава для нескольких скважин W, имеющих коллективный доступ к экспортным сооружениям, которые определяются в соответствии с вариантами, описанными выше, и согласует эти значения расхода и фазового состава с данными и результатами измерений, полученными от этих экспортных сооружений. При таком согласовании периодические данные экспорта сравниваются с общей суммой добычи за тот же период времени для каждой скважины, которая подает продукт на экспортное сооружение. Любое различие между итоговыми значениями может быть использовано для создания коэффициента согласования, который может быть представлен в виде определенной функции или, при достаточной стабильности, определенной константы. В тех случаях, когда данные экспортных сооружений являются более надежными, чем данные, полученные от скважины, коэффициент согласования будет применяться для каждой скважины W, подающей сырье на это экспортное сооружение. Так, например, для согласования итоговых значений информация о добы

- 32 031871 че для каждой такой скважины W может быть скорректирована пропорционально. Как вариант, если данные для одной или нескольких скважин W_k считаются менее стабильными, чем данные для других скважин W, сырье с которых поступает на это экспортное сооружение, то данные о производительности этих менее надежных скважин W_k могут быть согласованы в большей степени, чем данные с более надежных скважин W. Эта методика относится в одинаковой степени к воде, нефти и газу, поступающим из добычных скважин, и к воде или газу, подаваемому в скважину от обычных систем сжатия.

В других случаях вычисленные значения расхода и фазового состава для скважин W можно считать более надежными, чем данные, полученные от экспортных сооружений. В таких прочих случаях данные экспортных сооружений могут быть согласованы с помощью данных, полученных на скважине, и данные экспортных сооружений могут быть скорректированы.

Таким образом, процесс согласования 40 также позволяет лучше определить аномальные результаты, поступающие от отдельных скважин. Так, например, процесс согласования 40 может обнаружить резкое увеличение расхождений между данными, полученными от скважины и данными, полученными от экспортного сооружения. Дальнейшее исследование может показать, что на конкретной скважине в течение некоторого периода времени произошли значительные изменения условий, или что на конкретной скважине произошло непредвиденное отклонение расчетного значения расхода и фазового состава. В любом случае процесс согласования 40 может помочь выявить проблемы, которые требуют дальнейшего внимания. И наоборот, это согласование может также выявить недостатки в оборудовании экспортного сооружения.

Обратимся опять к фиг. 7. Согласованные данные, полученные при выполнении процесса согласования 40, могут быть использованы дополнительными способами. Так, например, согласованные значения расхода и фазового состава, полученные при выполнении процесса 40, могут быть использованы для того, чтобы определить необходимость отправки оповещений или выполнения действий в ходе процесса оповещения 38. Как правило, согласованные результаты анализируются процессом 38 в связи с предварительно заданными параметрами. Например, если согласованные результаты находятся вне заданного диапазона, может выдаваться предупреждение или выполняться иные действия. Такой анализ может включать в себя ряд согласованных результатов, которые могут быть проанализированы для определения шаблона или тренда, или могут вызвать подачу предупреждения. Поскольку используются данные, полученные в непрерывном режиме или в режиме, близком к реальному времени, эта информация может быть проанализирована в ходе процесса оповещения 38 на предмет корреляций, которые могут быть использованы для установки параметров будущих оповещений. Так, например, при возникновении события, оператор может вывести эти данные на просмотр посредством приложения веб-браузера 25 (фиг. 5), например, чтобы определить, можно ли идентифицировать определенный тренд или шаблон, который может быть соотнесен с конкретным событием. Если они будут идентифицированы, то такой шаблон или тренд может использоваться для установки новых или обновленных параметров оповещения для конкретного события, для будущих экземпляров процесса оповещения 38.

Так, например, рассмотрим скважины, на которых закрытие проводится периодически в плановом или внеплановом режиме. Эти события закрытия являются полезными тогда, когда пластовое давление, определяемое во время закрытия, может быть введено в предиктивную модель 27, и текущие результаты измерений датчиков затем применяются к этой модели для определения среднего значения пластового давления и параметров прискважинной зоны для скважины W. Положительное давление прискважинной зоны является мерой дополнительного давления возле ствола скважины, превышающего то, которое требуется для течения флюида через породу с известной проницаемостью (давление прискважинной зоны увеличивается постепенно, по мере того как порода разрушается из-за осадка или твердых отложений), а отрицательное давление прискважинной зоны представляет собой уменьшение предполагаемого перепада давления, который необходим для того, чтобы флюид мог проникнуть через породу в ближайшую скважину, что может возникнуть, например, за счет искусственной стимуляции и разрушения горных пород или естественного выноса песка из скважины с потоком. Частое определение значения давления в прискважинной зоне позволяет операторам лучше предсказывать изменения в производительности пласта и принимать более эффективные корректирующие меры при возникновении проблем. Этот расчет пластового давления и коэффициента для прискважинной зоны для только что закрытой скважины W может осуществляться оператором в ответ на предупреждение, поступающее от процесса уведомления 38.

Как показано на фиг. 7, эти данные могут быть применены к процессу распределения углеводородов 44 так, чтобы распределить фактические объемы добываемого флюида между скважинами и добычными зонами пласта, для нормативной и финансовой отчетности. Кроме того, эти согласованные данные могут быть использованы процессом моделирования пласта 42 для создания или обновления модели пласта в целом. Для этих и других целей вычисленные значения расхода и фазового состава могут усредняться за период времени или же могут применяться необработанном виде, без усреднения, фильтрации или других математических действий.

Реальность современных добывающих месторождений такова, что работа конкретной скважины может повлиять на работу других скважин. Так, например, рост добычи в одной скважине может вызвать

- 33 031871 снижение объемов добычи других скважин или повлиять на объем их добычи иным образом. В другом примере закачка воды, предназначенная для повышения уровня добычи, также может оказывать влияние на добычу в других скважинах месторождения. В соответствии с традиционными методами такая взаимосвязь между скважинами не в полной мере учитывается и используется при обслуживании пласта в связи с отсутствием непрерывных данных, получаемых в режиме реального времени.

Согласно данному варианту осуществления изобретения, как показано на фиг. 7, предиктивные модели скважины 27 применяются в качестве вариаций процесса вычисления 35 для измерения параметров нескольких скважин W на одном месторождении. Результаты работы нескольких таких вариаций процесса вычисления 35 коррелируются друг с другом в ходе процесса 45. Этот процесс корреляции 45 может выполняться модулем планировщика вычислений 24 на периодической основе или по запросу от оператора, отправленному через терминал удаленного доступа RA. Процесс корреляции 45 предусмотрен для того, чтобы выполнить обычную статистическую корреляцию расхода, фазового состава и других параметров на нескольких скважинах W, при помощи соответствующего базиса времени или меток времени, к этим результатам, так чтобы выровнять эти результаты по различным скважинам. Так, например, корреляция значений расхода и фазового состава, полученных от нескольких скважин месторождения в ходе процесса 45, может дать оператору возможность определить соотношение между конкретным видом деятельности в одной скважине с соответствующим воздействием на другую скважину. Такая корреляция не всегда доступна в обычных системах, использующих эмпирические модели или выполняющих вычисления с меньшей частотой. С другой стороны, при использовании методов в соответствии с настоящим изобретением операторы могут лучше оптимизировать производство и улучшать управление пластом.

В других случаях использование предиктивных моделей в соответствии с настоящим изобретением для нескольких скважин W на месторождении или пласте может помочь выявить аномальные скважины. Например, в случае, если при определении расхода и фазового состава будет выявлено наличие изменений объема добычи в конкретной скважине определенного месторождения, оператор может ожидать, что будут наблюдаться определенные изменения и в работе других скважин. Если процесс корреляции 45 указывает, что эти ожидаемые изменения в работе других скважин не происходят, или происходят в значительно меньшей степени, чем ожидалось, то оператор может провести более тщательное исследование, чтобы определить, являются ли причиной таких неожиданных изменений (или отсутствия изменений) ошибки при работе датчиков или другого оборудования на одной из скважин, или неожиданные характеристики формации пласта. Частые расчеты, предусмотренные вариантами осуществления настоящего изобретения, позволяют лучше понять взаимосвязь работы скважин, и, следовательно, позволяют операторам проще управлять работой каждой скважины для получения оптимальной производительности месторождения в целом.

Предиктивные модели и другие уравнения, применяемые в соответствии с настоящим изобретением, предпочтительно используются вычислительными системами, расположенными удаленно от скважины или даже удаленно от месторождения. Так, например, данные с датчиков могут передаваться в региональный или центральный вычислительный центр, где будут выполняться вычисления расхода и фазового состава. Каждое вычисленное значение расхода и фазового состава, предпочтительно, должно сохраняться и быть доступным пользователю для отображения в цифровом и графическом формате. Такие пользователи могут в свою очередь, находится в местах, удаленных от регионального или центрального вычислительного центра. В качестве таких пользователей, например, могут выступать операторы платформ, инженерно-технический персонал или другие пользователи, находящиеся в других местах.

Методы, система и программное обеспечение, соответствующие вариантам осуществления настоящего изобретения, обеспечивают важные преимущества и полезную отдачу при эксплуатации месторождения по добыче углеводородов. Поскольку в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения данные и информация поступают непрерывно, в режиме, близком к режиму реального времени, то обеспечивается простота и своевременность выявления корреляций и трендов объема добычи на отдельных скважинах, в пласте и на месторождении в целом. Кроме того, исходя из автоматизированного характера работы системы мониторинга, соответствующей вариантам осуществления настоящего изобретения, оператор может получать уведомления об изменении условий и о возникновении некоторых событий на месторождении. Это позволяет операторам принимать корректирующие меры гораздо раньше, чем при использовании систем, которые не обеспечивают непрерывный сбор информации в режиме реального времени. Кроме того, операторы не загружены задачей просмотра и отсева огромного количества результатов измерений, полученных от современных датчиков, работающих со скоростью до 1 измерения в секунду на каждый датчик. Вычисления в режиме, близком к режиму реального времени, обеспечиваемые этой системой, особенно полезны при выявлении фактов возникновения неустойчивости потока, закупорок и т.п., и при оповещении о возникновении таких условий на скважинах, поток сырья с которых поступает в общий трубопровод.

Кроме того, как было описано выше в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, текущие измерения для данной скважины могут быть применены более чем к одной модели скважины, а иерархия моделей, составленная в соответствии с показателем надежности измерений от

- 34 031871 различных датчиков, позволяет значительно повысить точность системы мониторинга по сравнению с обычными методами снимков одной модели. Система мониторинга, соответствующая настоящему изобретению, может также управлять несколькими моделями скважин на основании результатов измерений, полученных в режиме, близком к режиму реального времени, в автоматическом режиме, тем самым освобождая операторов от работы с большим объемом данных при управлении добывающим месторождением. Одним словом, методы и системы, соответствующие вариантам осуществления настоящего изобретения, обеспечивают более точные результаты, более своевременное их получение и меньшее вмешательство человека по сравнению с традиционными методами контроля в этой отрасли, а также более высокий уровень надежности с точки зрения работы датчиков и преобразователей и их калибровки.

Кроме того, результаты работы моделей скважины, которые, согласно оценке, не могут обеспечить наиболее надежные измерения расхода и фазового состава, могут, тем не менее, быть полезными для выявления трендов и шаблонов, которые могут коррелировать с событиями. Такие шаблоны или тренды могут даже быть идентифицированы с использованием результатов работы более одной модели, для выявления корреляции события с комбинацией результатов.

Несмотря на то что изобретение было описано в соответствии с вариантами его осуществления, предполагается, что для всех специалистов в данной области, имеющих доступ к данному описанию, очевидно, что возможны изменения и альтернативные способы осуществления этих вариантов, которые будут иметь все преимущества данного изобретения. Предусматривается, что такие изменения и альтернативы находятся в рамках изобретения.

Claims (27)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ проведения испытаний скважины на приток, включающий определение значения расхода флюида в скважине, содержащий этапы, на которых измеряют расход выходного потока флюида из скважины и получают данные измерений;

   определяют исходя из полученных результатов измерений с использованием компьютера временные интервалы, в течение которых измеренные выходные параметры потока имели стабильное значение в ходе проведения испытаний;

   при этом начало временного интервала отсчитывают от поступления сигнала инициализации с терминала удаленного доступа;

   при этом конец временного интервала определяют с использованием компьютера, при этом момент окончания временного интервала определяют на основании:

   i) соответствия полученных данных измерений критерию стабильности и критерию достаточности; или ii) соответствия полученных данных измерений критерию стабильности и критерию продолжительности измерений; или iii) изменения рабочих условий скважины после завершения заданной пользователем определенной последовательности рабочих условий; и формируют уведомление для пользователя о завершении испытаний скважины на приток, причем испытания скважины на приток соответствуют полученным результатам измерений в течение вышеупомянутого временного интервала.
2. 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых получают результаты измерений температуры и давления с датчиков, установленных в скважине, в течение периода времени, соответствующего временному интервалу;

   применяют посредством работы компьютера результаты измерения температуры и давления как минимум к одной предиктивной модели скважины для оценки расхода флюида на основании результатов этих измерений;

   сравнивают предварительные значения расхода флюида с измеренным значением расхода флюида, соответствующим результатам измерений, полученным в течение временного интервала.
3. 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий этапы, на которых в зависимости от результата этапа сравнения для определения того, что предварительное значение расхода флюида и измеренное значение расхода флюида отличаются друг от друга так, что эта разность выходит за пределы допуска, выполняют изменения как минимум одной предиктивной модели скважины посредством уведомления пользователя о результатах этапа сравнения;

   изменяют по меньшей мере одну предиктивную модель после получения сигнала подтверждения.
4. 4. Способ по п.3, дополнительно содержащий этапы, на которых получают результаты измерения температуры и давления от датчиков, установленных в скважине; применяют с использованием компьютера результаты измерения температуры и давления по меньшей мере к одной измененной предиктивной модели скважины в целях вычисления значений расхода и фазового состава по результатам этих измерений.
5. 5. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых сохраняют на машиночитаемом носителе данные, соответствующие испытаниям скважины, причем эти данные содержат идентификатор

   - 35 031871 скважины, на которой проводились испытания, измеренное значение расхода флюида, соответствующее результатам измерений, полученным в течение временного интервала, а также метку времени с указанием даты и времени испытания скважины на приток.
6. 6. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых повторяют этапы получения, обработки и формирования уведомления для множества скважин месторождения.
7. 7. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых принимают перед началом этапа получения данных измерения от месторождения сигнал о том, что выходной поток флюида из скважины был направлен на расходомер.
8. 8. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых определяют запланированное время, в которое будет проводиться следующее испытание скважины на приток; и уведомляют пользователя о запланированном времени, когда должно быть проведено следующее испытание скважины на приток.
9. 9. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий, что на этапе приема получают данные измерений, соответствующие совокупному расходу выходного потока флюида из множества скважин;

   вычитают значение расхода флюида для каждой скважины из множества скважин, отличной от скважины, представляющей интерес, из результатов измерения, соответствующих совокупному выходному потоку, в целях определения результата измерения, соответствующего расходу флюида для скважины, представляющей интерес.
10. 10. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий, что на этапе работы компьютера в целях определения момента окончания временного интервала обрабатывают полученные данные измерений в целях определения соответствия полученных данных измерений критерию стабильности;

    затем определяют момент окончания временного интервала после получения информации о том, что данные измерения соответствуют критерию достаточности;

    после указания конца временного интервала испытания скважины на приток производят статистический анализ полученных данных измерений для определения того, может ли параметр, основанный на полученных данных измерений, соответствовать диапазону точности с учетом определенного уровня достоверности.
11. 11. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий, что на этапе определения момента окончания временного интервала измеряют время, прошедшее с того момента, когда было определено, что полученные данные измерений отвечают критерию стабильности;

    определяют конец временного интервала, после того как было определено, что прошедшее время отвечает критерию продолжительности.
12. 12. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий, что на этапе работы компьютера в целях определения момента окончания временного интервала обнаруживают изменение рабочих условий скважины после получения от пользователя данных о том, что испытание должно проводиться по причине наличия определенной последовательности рабочих условий;

    определяют конец временного интервала путем обнаружения изменений рабочих условий скважины после завершения последовательности рабочих условий.
13. 13. Компьютерная система, включающая в себя интерфейс связи для получения данных измерений, соответствующих выходному потоку флюида из углеводородной скважины;

    один или несколько центральных процессоров для выполнения программ;

    программную память, связанную с центральным процессором, содержащую программные инструкции, обеспечивающие выполнение операций способа по п.1.
14. 14. Система по п.13, в которой данные измерений, полученные через интерфейс связи, также включают в себя следующее:

    данные измерений, соответствующие измеренным температуре и давлению, полученные от датчиков, установленных в скважине в течение времени, соответствующего времени испытаний скважины на приток, и множество операций, которое также включает в себя следующее:

    применение результатов измерения температуры и давления по меньшей мере к одной предиктивной модели скважины в целях оценки расхода флюида по этим измерениям;

    сравнение предварительной оценки расхода с измеренным значением расхода флюида, соответствующим полученным данным измерений, в течение временного интервала;

    определение в зависимости от результата операции сравнения того факта, что разность между предварительным и измеренным значением расхода выходит за пределы допуска, изменяя как минимум одну предиктивную модель скважины.
15. 15. Система по п.14, в которой множество операций включает в себя дополнительно применение

    - 36 031871 результатов измерения температуры и давления, полученных от датчиков, установленных в скважине, как минимум к одной предиктивной модели скважины для расчета расхода флюида и фазового состава по результатам этих измерений.
16. 16. Система по п.14, дополнительно включающая в себя ресурс памяти, связанный с одним или несколькими процессорами и предназначенный для хранения базы данных; и кроме того, множество операций также включает в себя следующее:

    хранение на ресурсе памяти данных, соответствующих испытаниям скважины, причем эти данные содержат идентификатор скважины, на которой проводились испытания на расход, измеренное значение расхода флюида, соответствующее результатам измерений, полученным в течение временного интервала, а также метку времени с указанием даты и времени испытания скважины на приток.
17. 17. Система по п.13, в которой множество операций включает в себя дополнительно определение запланированного времени, в которое будет проводиться следующее испытание скважины на приток, и подачу уведомления о запланированном времени, когда должно быть проведено следующее испытание скважины на приток.
18. 18. Система по п.13, в которой данные измерений, полученные через интерфейс связи, соответствуют совокупному выходному потоку нескольких скважин; кроме того, множество операций также включает в себя следующее:

    вычитание значения расхода флюида для каждой скважины из множества скважин, отличной от скважины, представляющей интерес, из результатов измерения, соответствующих совокупному выходному потоку, в целях определения результата измерения, соответствующего расходу флюида для скважины, представляющей интерес.
19. 19. Система по п.13, в которой операция определения момента окончания временного интервала состоит из обработки полученных данных измерений в целях определения соответствия полученных данных измерений критерию стабильности;

    статистического анализа полученных данных измерений в целях определения соответствия полученных данных измерений критерию достаточности, при этом критерий достаточности включает в себя определение того, что на основе полученных данных измерений определенный параметр может быть получен в пределах некоторого диапазона точности с определенным уровнем достоверности, и после определения выполнения критерия достаточности происходит определение момента окончания временного интервала.
20. 20. Система по п.13, в которой операция определения момента окончания временного интервала состоит из измерения времени, прошедшего с того момента, когда было определено, что полученные данные измерений отвечают критерию стабильности;

    определения конца временного интервала, после того как было определено, что прошедшее время отвечает критерию продолжительности.
21. 21. Система по п.13, в которой операция определения момента окончания временного интервала состоит из обнаружения изменения рабочих условий скважины; кроме того, множество операций также включает в себя следующее:

    в зависимости от получения от пользователя вводных данных о том, что испытание должно проводиться по причине наличия определенной последовательности рабочих условий, происходит определение момента окончания временного интервала путем определения изменений рабочих условий скважины после окончания последовательности рабочих условий.
22. 22. Машиночитаемый носитель данных, содержащий программные инструкции, обеспечивающие выполнение операций способа по п.1.
23. 23. Машиночитаемый носитель данных по п.22, дополнительно обеспечивающий применение данных, соответствующих измеренным температуре и давлению, полученных от датчиков, установленных в скважине в течение времени, соответствующего временному интервалу, как минимум к одной предиктивной модели скважины в целях получения предварительной оценки расхода флюида по результатам этих измерений;

    сравнение предварительных значений расхода флюида с измеренным значением расхода флюида, соответствующим результатам измерений, полученным в течение временного интервала;

    в зависимости от результата операции сравнения для определения того, что предварительное значение расхода флюида и измеренное значение расхода флюида отличаются друг от друга так, что эта разность выходит за пределы допуска, выполняется изменение как минимум одной предиктивной модели скважины; и применение результатов измерения температуры и давления, полученных от датчиков, установленных в скважине, как минимум к одной предиктивной модели скважины для расчета расхода флюида и фазового состава по результатам этих измерений.

    - 37 031871
24. 24. Машиночитаемый носитель данных по п.22, дополнительно обеспечивающий определение запланированного времени, в которое будет проводиться следующее испытание скважины на приток, и подачу уведомления о запланированном времени, когда должно быть проведено следующее испытание скважины на приток.
25. 25. Машиночитаемый носитель данных по п.22, в котором данные измерений соответствуют совокупному выходному потоку множества скважин; кроме того, множество операций также включает в себя следующее:

    вычитание значения расхода флюида для каждой скважины из множества скважин, отличной от скважины, представляющей интерес, из результатов измерения, соответствующих совокупному выходному потоку, в целях определения результата измерения, соответствующего расходу флюида для скважины, представляющей интерес.
26. 26. Машиночитаемый носитель данных по п.22, в котором операция определения момента окончания временного интервала состоит из обработки полученных данных измерений в целях определения соответствия полученных данных измерений критерию стабильности;

    проведения статистического анализа полученных результатов измерений в целях определения соблюдения критерия достаточности, при этом критерий достаточности включает в себя определение того, что на основе полученных данных измерений некий параметр может быть получен в пределах некоторого диапазона точности с определенным уровнем достоверности;

    после определения выполнения критерия достаточности происходит определение момента окончания временного интервала.
27. 27. Машиночитаемый носитель данных по п.22, в котором операция определения момента окончания временного интервала состоит из измерения времени, прошедшего с того момента, когда было определено, что полученные данные измерений отвечают критерию стабильности;

    определения момента окончания временного интервала после того, как было определено, что прошедшее время отвечает критерию продолжительности.