FR3073553A1 - Simulation de production de fluide a l'aide d'un modele de reservoir et d'un modele de tube - Google Patents
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Abstract
La production de fluides peut être simulée à l'aide d'un modèle de réservoir et d'un modèle de tube. Par exemple, des données de pression et des données de saturation peuvent être reçues à partir d'un modèle de réservoir simulant un réservoir d'hydrocarbures dans une formation souterraine. Un modèle de tube peut être généré en effectuant une analyse nodale à l'aide des données de pression et des données de saturation. Un résultat de test de puits peut être reçu, indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné. Un modèle de tube ajusté peut être généré en ajustant le modèle de tube de sorte qu'une estimation de modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné correspond au résultat de test de puits. Une quantité de fluide estimée produite par le puits de forage peut alors être déterminée à l'aide du modèle de tube ajusté. La quantité de fluide estimée produite par le puits de forage peut être utilisée pour l'allocation de production ou la commande d'un outil de puits.
Description
SIMULATION DE PRODUCTION DE FLUIDE À L’AIDE D’UN MODÈLE DE RÉSERVOIR ET D’UN MODÈLE DE TUBE
Domaine technique
La présente invention concerne de manière générale des procédés et des dispositifs destinés à être utilisés dans des systèmes de puits. Plus spécifiquement, mais non à titre de limitation, la présente description concerne la simulation de la production de fluide dans un système de puits à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube.
Contexte
Un système de puits peut comprendre plusieurs puits forés à travers une formation souterraine. Le système de puits peut être utilisé pour produire un fluide, tel que du pétrole ou du gaz. Le fluide produit par le système de puits peut être appelé fluide de production. Chacun des puits de forage peut contribuer au volume total de fluide de production produit collectivement par le système de puits. Certains exploitants de puits peuvent souhaiter déterminer la quantité de fluide que chaque puits a contribué individuellement au volume total de fluide de production produit par le système de puits. Ce processus peut être appelé allocation de production (ou rétro allocation de production).
Dans certains cas, les systèmes de puits intègrent des compteurs physiques ou des compteurs virtuels utilisés dans l’allocation de production. Chaque puits de forage peut avoir un compteur désigné pour déterminer la quantité de fluide produite par le puits de forage à un instant donné. Mais ces compteurs peuvent être coûteux, imprécis, difficiles à configurer et à entretenir. Dans d’autres cas, les exploitants de systèmes de puits peuvent effectuer des tests de puits pour déterminer la quantité de fluide produite par chaque puits de forage à un instant donné. Mais un test de puits implique que le personnel teste physiquement un puits de forage individuel pour déterminer la quantité de fluide produite par le puits de forage. Cela rend les tests de puits coûteux, demande beaucoup de travail et prend du temps, impliquant généralement que les tests de puits sont effectués à intervalles plus étendus (par exemple, une fois tous les six mois ou une fois par an). De plus, les résultats d’un test de puits peuvent devenir rapidement obsolètes car les caractéristiques d’un puits de forage varient généralement après que le test de puits a été effectué. Par exemple, après la réalisation d’un test de puits pour un puits de forage, la pression dans le puits de forage peut diminuer considérablement, ce qui entraîne une production moindre de fluide par le puits de forage et les résultats de test de puits deviennent obsolètes. Mais un exploitant de puits peut ne pas prendre conscience de ces changements avant le prochain test de puits (ce qui peut ne pas se produire avant plusieurs mois) et peut s’appuyer sur les résultats de test de puits obsolètes
2017-IPM-101178-U1-FR au cours de la période intermédiaire.
Brève description des dessins
La figure 1 est une vue latérale en coupe transversale d’un exemple de système de puits selon certains aspects.
La figure 2 est une vue latérale en coupe transversale d’un exemple de puits de forage dans un système de puits selon certains aspects.
La figure 3 est un schéma fonctionnel d’un exemple de dispositif informatique pour simuler la production de fluide à partir d’un puits de forage à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube selon certains aspects.
La figure 4 est un organigramme d’un exemple de processus pour simuler la production de fluide à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube selon certains aspects.
Description détaillée
Certains aspects et caractéristiques de la présente invention concernent la simulation de la production de fluide dans un système de puits à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube. Par exemple, un dispositif informatique peut exécuter le modèle de réservoir pour simuler un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine. Le modèle de réservoir peut simuler divers aspects du réservoir d’hydrocarbures, tels que les niveaux de pression et de saturation dans le réservoir d’hydrocarbures. Le dispositif informatique peut alors utiliser les informations générées par le modèle de réservoir pour créer le modèle de tube. Par exemple, le dispositif informatique peut utiliser les niveaux de pression et de saturation du modèle de réservoir pour créer le modèle de tube. Le modèle de tube peut simuler divers aspects d’une colonne de production (ou d’un autre outil de puits) s’étendant à travers un puits de forage dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures. Après avoir créé le modèle de tube, le dispositif informatique peut utiliser le modèle de tube pour déterminer une quantité estimée de fluide produite par le puits de forage. Par exemple, le dispositif informatique peut utiliser le modèle de tube pour simuler la production de fluide à partir du puits de forage sur un intervalle de temps prédéfini, tel qu’un intervalle d’un mois. Après avoir déterminé la quantité estimée de fluide produite par le puits de forage, le dispositif informatique peut utiliser la quantité de fluide estimée pour (i) effectuer une allocation de production, (ii) commander le fonctionnement d’un outil de puits dans le puits de forage ou (iii) réaliser une autre opération. Cela peut permettre à un exploitant de puits d’effectuer une allocation de production avec une efficacité et une précision supérieures à celles des autres approches. Cela peut également permettre de commander la production de fluide
2017-IPM-101178-U1-FR 3 de manière totalement ou partiellement automatisée.
Le modèle de réservoir peut être ajusté grâce à la mise en correspondance d’historique. La mise en correspondance d’historique peut impliquer un ajustement des propriétés du modèle de réservoir afin de correspondre à la manière dont un réservoir d’hydrocarbures a réellement fonctionné dans le passé à l’aide des données réelles pour le réservoir d’hydrocarbures. Par exemple, la mise en correspondance d’historique peut impliquer l’ajustement des propriétés du modèle pour correspondre aux données de production historiques du réservoir d’hydrocarbures. Le modèle de réservoir peut être ajusté à travers la mise en correspondance d’historique lorsque le modèle de réservoir est créé initialement et/ou périodiquement dans le temps. Par exemple, le modèle de réservoir peut être initialement ajusté lorsque le réservoir est initialement créé, puis à nouveau ajusté chaque fois que des données réelles supplémentaires ou des données simulées supplémentaires sont obtenues pour le réservoir d’hydrocarbures.
Le modèle de tube peut être ajusté à l’aide des résultats de test de puits. Cela peut être une forme de validation du modèle, dans laquelle le modèle de tube est ajusté de sorte qu’une estimation du modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage correspond au résultat de test de puits. Par exemple, si le résultat de test de puits indique qu’un puits de forage a produit 50 Mscf (mille pieds cubes standard) de pétrole, 0 baril (bbl) d’eau et 5 Mscf de gaz à une date donnée, un ou plusieurs paramètres du modèle de tube peuvent être ajustés jusqu’à ce qu’il indique que le puits de forage a produit 50 Mscf de pétrole, 0 bbl d’eau et 5 Mscf de gaz.
Dans certains exemples, des données sortantes du modèle de réservoir sont utilisées pour ajuster le modèle de tube et des données sortantes du modèle de tube sont utilisées pour ajuster le modèle de réservoir. Cela peut créer une boucle de rétroaction entre le modèle de réservoir et le modèle de tube, moyennant quoi (i) le modèle de réservoir peut être ajusté sur la base des données historiques, des données sortantes du modèle de tube ou des deux ; et (ii) le modèle de tube peut être ajusté sur la base des résultats des tests de puits, des sorties du modèle de réservoir ou des deux. La boucle de rétroaction peut donner des modèles plus précis et réalistes (par exemple, des modèles de réservoir et de tube) que d’autres techniques, permettant ainsi de simuler le système de puits avec une plus grande précision que d’autres techniques. Cela peut permettre à un exploitant de puits d’obtenir, par exemple, de meilleures estimations de la production de fluide à l’aide des modèles, qui peuvent ensuite être utilisés dans divers contextes, tels que l’allocation de production.
Ces exemples illustratifs sont donnés au lecteur en guise d’introduction à l’objet général discuté ici et ne sont pas destinés à limiter la portée des concepts divulgués. Les sections suivantes décrivent diverses caractéristiques et exemples supplémentaires en référence aux dessins
2017-IPM-101178-U1-FR 4 dans lesquels des numéros identiques indiquent des éléments identiques, et des descriptions directionnelles sont utilisées pour décrire les aspects illustratifs mais, comme les aspects illustratifs, ne doivent pas être utilisées pour limiter la présente invention.
La figure 1 est une vue latérale en coupe transversale d’un exemple de système de puits 100 selon certains aspects. Le système de puits 100 comprend de multiples puits de forage 102a-h forés à travers une formation souterraine 104. Bien que cet exemple présente huit puits de forage 102a-h, le système de puits 100 peut inclure tout nombre et toute configuration de puits de forage. Les puits de forage 102a-h s’étendent depuis la surface de puits 108 dans les strates 106ac de la formation souterraine 104. Les strates 106a-c peuvent comprendre différents matériaux (par exemple, roche, sol, pétrole, eau ou gaz) et peuvent varier en épaisseur et en forme.
Certains ou tous les puits de forage 102a-h peuvent inclure des outils de puits, tels des outils de puits llOa-b. Des exemples des outils de puits peuvent inclure des outils de forage, des capteurs, des outils de diagraphie, des dispositifs de commande d’écoulement de fluide, des colonnes de production ou toute combinaison de ceux-ci. Les outils de forage peuvent mesurer diverses caractéristiques des puits de forage 102a-h, de la formation souterraine 104 ou des deux. Par exemple, l’outil de puits 110a peut mesurer une pression, une température, une saturation ou une autre caractéristique du puits de forage 102a, de la formation souterraine 104, ou des deux.
Les outils de puits llOa-h peuvent communiquer électroniquement des informations (par exemple, des mesures) à un dispositif informatique 112, qui peut être positionné sur site ou hors site. Les outils de puits peuvent communiquer électriquement avec le dispositif informatique 112 via une interface filaire ou sans fil, et peuvent communiquer électroniquement avec le dispositif informatique 112 directement ou indirectement, par exemple via Internet ou un autre réseau.
Les puits de forage llOa-h peuvent produire un fluide, tel que du pétrole, de l’eau ou du gaz. Le fluide produit par certains ou tous les puits de forage llOa-h peut être communiqué depuis les puits de forage 1 lOa-h dans un réservoir central, à partir duquel le fluide peut être distribué (par exemple, à un ou plusieurs clients). Par exemple, comme représenté sur la figure 2, le puits de forage 102a peut comprendre un outil de puits 110a qui, dans cet exemple, comprend une colonne de production. Une extrémité de la colonne de production peut être couplée à un pipeline de surface pour communiquer un fluide à un réservoir 210. Une autre extrémité de la colonne de production peut s’étendre depuis la surface de puits 108 vers un réservoir d’hydrocarbures 206 dans la formation souterraine 104. Les perforations 208 dans une paroi du puits de forage 102a peuvent permettre au fluide de s’écouler du réservoir d’hydrocarbures 206 dans la colonne de production. Le fluide peut alors remonter dans la colonne de production et dans le réservoir 210. Un dispositif d’étanchéité 204, tel qu’une garniture d’étanchéité, peut empêcher
2017-IPM-101178-U1-FR 5 le fluide provenant du réservoir d’hydrocarbures 206 de s’écouler dans une zone annulaire 202 entre la colonne de production et la paroi du puits de forage 102a. Une partie ou la totalité des puits 1 lOa-h de la figure 1 peuvent être configurés de cette manière de sorte qu’ils communiquent le fluide dans le même réservoir 210. Mais cela peut rendre difficile la détermination de la contribution en quantité de fluide de chacun des puits de forage respectifs 1 lOa-h au volume total de fluide dans le réservoir 210.
Certains exemples de la présente invention peuvent résoudre un ou plusieurs des problèmes susmentionnés en simulant la production de fluide à partir d’un puits de forage à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube mis en œuvre sur le dispositif informatique 112. Ceci est décrit plus en détail ci-dessous en référence aux figures 3 à 4.
La figure 3 est un schéma fonctionnel d’un exemple du dispositif informatique 112 destiné à simuler la production de fluide à partir d’un puits de forage à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube selon certains aspects. Le dispositif informatique 112 peut comprendre un dispositif de traitement 304, un bus 306, un dispositif de mémoire 308, un dispositif de saisie par l’utilisateur 316, un dispositif d’affichage 318 et une interface de communication 320. Dans certains exemples, certains ou tous les composants représentés sur la figure 3 peuvent être intégrés dans une structure unique, telle qu’un logement unique. Dans d’autres exemples, certains ou tous les composants représentés dans la figure 3 peuvent être distribués (par exemple, dans des logements distincts) et être en communication électrique les uns avec les autres.
Le dispositif de traitement 304 peut exécuter une ou plusieurs opérations pour simuler la production de fluide à l’aide d’un modèle de réservoir et un modèle de tube. Le dispositif de traitement 304 peut exécuter des instructions stockées dans le dispositif de mémoire 308 pour effectuer les opérations. Le dispositif de traitement 304 peut comprendre un dispositif de traitement ou plusieurs dispositifs de traitement. Des exemples non limitatifs du dispositif de traitement 304 comprennent un réseau de portes programmable (« FPGA »), un circuit intégré spécifique à une application (« ASIC »), un dispositif de microprocesseur, etc.
Le dispositif de traitement 304 peut être couplé de manière communicative au dispositif de mémoire 308 via le bus 306. Le dispositif de mémoire non volatile 308 peut comprendre tout type de dispositif de mémoire qui conserve les informations stockées lorsqu’il est mis hors tension. Des exemples non limitatifs du dispositif de mémoire 308 incluent une mémoire morte programmable électriquement effaçable (« EEPROM »), une mémoire flash, ou tout autre type de mémoire non volatile. Dans certains exemples, au moins une partie du dispositif de mémoire 308 peut comprendre un support à partir duquel le dispositif de traitement 304 peut lire des instructions. Un support lisible par ordinateur peut comprendre des dispositifs de stockage électroniques, optiques, magnétiques ou autres dispositifs de stockage capables de fournir au
2017-IPM-101178-U1-FR 6 dispositif de traitement 304 des instructions lisibles par ordinateur ou un autre code de programme. Des exemples non limitatifs d’un support lisible par ordinateur comprennent (mais ne sont pas limités à) un ou plusieurs disques magnétiques, une ou plusieurs puces de mémoire, une mémoire morte (ROM), une mémoire vive (« RAM »), un ASIC, un dispositif de traitement configuré, un stockage optique ou tout autre support à partir duquel un dispositif de traitement informatique peut lire des instructions. Les instructions peuvent inclure des instructions de traitement spécifiques à un périphérique générées par un compilateur ou un interpréteur à partir d’un code écrit dans un langage de programmation informatique approprié, y compris, par exemple C, C++, C#, etc.
Le dispositif de mémoire 308 peut inclure un modèle de réservoir 310. Le modèle de réservoir 310 peut simuler un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine. Par exemple, le modèle de réservoir 310 peut simuler le réservoir d’hydrocarbures 206 de la figure 2. Cela peut inclure la simulation du comportement passé, présent ou futur du réservoir d’hydrocarbures. Dans certains exemples, le modèle de réservoir 310 peut simuler diverses propriétés liées au réservoir, telles que la perméabilité de la formation souterraine, la perméabilité relative, la saturation de fluide, la pression de réservoir, la température de réservoir et les propriétés de fluide de réservoir. En outre ou en variante, le modèle de réservoir 310 peut simuler diverses propriétés de performance de production du réservoir, telles que des débits de flux à phases multiples, des volumes à phases multiples cumulés, ou les deux.
Dans certains exemples, le dispositif de mémoire 308 peut comprendre un modèle de tube 312. Le modèle de tube 312 peut simuler une colonne de production s’étendant à travers un puits de forage dans une formation souterraine vers un réservoir d’hydrocarbures. Par exemple, le modèle de tube 312 peut simuler l’outil de puits 110a de la figure 2. Cela peut inclure la simulation du comportement passé, présent ou futur de la colonne de production. Dans certains exemples, le modèle de tube 312 peut simuler diverses propriétés liées à la colonne de production, telles qu’un écoulement de fluide à travers la colonne de production ou une différence de pression à travers la colonne de production.
Dans certains exemples, le dispositif de mémoire 308 peut inclure des données historiques 314. Les données historiques 314 peuvent inclure des informations relatives à la manière dont un réservoir d’hydrocarbures a fonctionné dans le passé. Par exemple, les données historiques 314 peuvent inclure des propriétés de production de fluide antérieures associées au réservoir d’hydrocarbures. Les données historiques 314 peuvent être utilisées pour effectuer une mise en correspondance d’historique, ce qui peut comprendre l’ajustement des propriétés d’un modèle pour correspondre à la façon dont un réservoir d’hydrocarbures a réellement fonctionné dans le passé, comme décrit plus en détail ci-dessous en référence à la figure 4.
Le dispositif informatique 112 peut inclure un dispositif de saisie par
2017-IPM-101178-U1-FR 7 l’utilisateur 316. Le dispositif de saisie par l’utilisateur 316 peut représenter un ou plusieurs composants utilisés pour saisir des données. Des exemples du dispositif de saisie par l’utilisateur 316 peuvent comprendre un clavier, une souris, un pavé tactile, un bouton ou un écran tactile, etc.
Le dispositif informatique 112 peut comprendre un dispositif d’affichage 318. Le dispositif d’affichage 318 peut représenter un ou plusieurs composant(s) utilisé(s) pour produire des données. Des exemples du dispositif d’affichage 318 peuvent inclure un écran à cristaux liquides (LCD), un téléviseur, un écran d’ordinateur, un écran tactile, etc. Dans certains exemples, le dispositif de saisie par l’utilisateur 316 et le dispositif d’affichage 318 peuvent être un dispositif unique, tel qu’un écran tactile.
Le dispositif informatique 112 peut inclure une interface de communication 320. L’interface de communication 320 peut représenter un ou plusieurs composants qui facilitent une connexion réseau ou facilitent d’une autre manière la communication électronique entre des dispositifs électroniques. Les exemples incluent, sans s’y limiter, les interfaces câblées telles qu’Ethemet, USB, IEEE 1394 et/ou les interfaces sans fil telles que IEEE 802.11, Bluetooth, les interfaces en champ proche (NFC), les interfaces RFID ou les interfaces radio pour accéder à des réseaux téléphoniques cellulaires (par exemple, émetteur-récepteur/antenne pour accéder à un réseau CDMA, GSM, UMTS ou autre réseau de communication mobile).
Dans certains exemples, le dispositif informatique 112 peut effectuer une ou plusieurs des étapes illustrées sur la figure 4 pour simuler la production de fluide dans un système de puits. Dans d’autres exemples, le dispositif informatique 112 peut effectuer plus d’étapes, moins d’étapes ou une combinaison différente des étapes illustrées sur la figure 4. Les étapes ci-dessous sont décrites en référence aux composants décrits ci-dessus.
Au bloc 402, un dispositif de traitement 304 génère un modèle de réservoir 310. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut générer le modèle de réservoir 310 en effectuant une analyse numérique sur une ou plusieurs équations liées au comportement d’un réservoir d’hydrocarbures. L’analyse numérique peut inclure une approche itérative pour obtenir des solutions approximatives à une ou plusieurs équations. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut résoudre un système d’équations liées au comportement d’un réservoir d’hydrocarbures pour déterminer des valeurs pour une ou plusieurs variables dans le système d’équations. Le dispositif de traitement 304 peut résoudre le système d’équations à l’aide d’une analyse numérique ou d’une autre approche. Le dispositif de traitement 304 peut ensuite utiliser les valeurs des variables pour générer le modèle de réservoir 310. Tout nombre et toute combinaison de techniques peuvent être utilisés pour générer le modèle de réservoir 310.
Au bloc 404, le dispositif de traitement 304 détermine si les données historiques 314 ont été reçues. Les données historiques 314 peuvent être, par exemple, des données de
2017-IPM-101178-U1-FR 8 production historiques indiquant la production d’hydrocarbures à partir d’un réservoir. Les données historiques 314 peuvent être reçues à partir d’un autre dispositif informatique, d’un outil de puits, d’un capteur, d’un dispositif de saisie par l’utilisateur ou de toute combinaison de ceuxci. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut recevoir les données historiques 314 en tant que saisie de l’utilisateur via un dispositif de saisie par l’utilisateur. A titre exemple supplémentaire, le dispositif de traitement 304 peut recevoir les données historiques 314 d’une base de données distante ou d’un dispositif informatique distant.
Si le dispositif de traitement 304 détermine que les données historiques 314 ont été reçues, le processus peut passer au bloc 406 où le dispositif de traitement 304 ajuste le modèle de réservoir 310 sur la base des données historiques. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut ajuster le modèle de réservoir 310 en effectuant une mise en correspondance d’historique à l’aide des données historiques 314. Cela peut impliquer l’ajustement d’une ou de plusieurs propriétés du modèle de réservoir 310 pour mettre en correspondance un ou plusieurs paramètres dans les données historiques. À titre d’exemple spécifique, si les données historiques 314 indiquent qu’un puits de forage a produit 100 barils de pétrole, 5 barils d’eau et 0 Mscf de gaz à une date donnée, le dispositif de traitement 304 peut ajuster une ou plusieurs propriétés du modèle de réservoir 310 jusqu’à ce que le modèle de réservoir 310 indique que le puits de forage a produit 100 barils de pétrole, 5 barils d’eau et 0 Mscf de gaz à la date donnée.
Dans certains exemples, le dispositif de traitement 304 peut itérer les étapes des blocs 404 à 406 chaque fois que le dispositif de traitement 304 reçoit de nouvelles données historiques 314, qui peuvent se situer au niveau de plusieurs points au cours du processus de la figure 4. Cela peut entraîner une mise à jour répétée du modèle de réservoir 310 à mesure que de nouvelles données historiques deviennent disponibles, ce qui peut augmenter la précision du modèle de réservoir 310.
Au bloc 408, le dispositif de traitement 304 détermine des données de pression, des données de saturation, ou les deux, à l’aide du modèle de réservoir 310. Les données de pression peuvent inclure des estimations d’une ou de plusieurs pressions dans le réservoir d’hydrocarbures. Par exemple, les données de pression peuvent inclure plusieurs estimations de la pression dans le réservoir sur une période de temps prédéfinie, telle qu’une semaine ou un mois. Les données de saturation peuvent comprendre des estimations d’un ou de plusieurs niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures. Par exemple, les données de saturation peuvent inclure de multiples estimations de la saturation de fluide dans le réservoir d’hydrocarbures sur une période de temps prédéfinie, telle qu’une semaine ou un mois.
Dans certains exemples, le dispositif de traitement 304 peut recevoir les données de pression et les données de saturation en tant que données sortantes du modèle de
2017-IPM-101178-U1-FR 9 réservoir 310. Dans d’autres exemples, le dispositif de traitement 304 peut recevoir les données de pression et les données de saturation d’un dispositif informatique distant, qui peut avoir le modèle de réservoir 310. Dans un autre exemple, le dispositif de traitement 304 peut obtenir les données de pression et les données de saturation à partir d’une base de données distante, qui peut stocker les données de pression et les données de saturation (qui peuvent être générées par le modèle de réservoir 310). Tout nombre et toute combinaison des techniques susmentionnées peuvent être utilisés pour déterminer les données de pression, les données de saturation ou les deux.
Au bloc 410, le dispositif de traitement 304 génère un modèle de tube sur la base des données de pression, des données de saturation ou des deux. Dans certains exemples, le modèle de tube 312 peut être un modèle de performance de levage vertical, un modèle de relation de performance de débit entrant (IPR), ou une combinaison de ceux-ci. Le dispositif de traitement 304 peut générer le modèle de tube 312 à l’aide de tout nombre et de toute combinaison de techniques. Un exemple de technique pour générer le modèle de tube 312 inclut une analyse nodale. L’analyse nodale peut impliquer la division d’un puits de forage en plusieurs sections (ou « nœuds ») et la détermination des différences (par exemple, des différences de pression) entre des sections adjacentes du puits de forage. Le dispositif de traitement 304 peut effectuer l’analyse nodale à l’aide des données de pression, les données de saturation, ou les deux, du modèle de réservoir 310. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut sélectionner un réservoir d’hydrocarbures en tant que nœud de départ (ou nœud de fin) lors de la réalisation d’une analyse nodale. Le dispositif de traitement 304 peut utiliser les données de pression et les données de saturation provenant du modèle de réservoir 310 pour définir les caractéristiques de pression et les caractéristiques de saturation, respectivement, du nœud de départ. Le dispositif de traitement 304 peut ensuite effectuer une analyse nodale à l’aide de ces caractéristiques du nœud de départ.
Au bloc 412, le dispositif de traitement 304 détermine si un résultat de test de puits a été reçu. Le résultat de test de puits peut comprendre, par exemple, une pression dans le puits de forage, une température dans le puits de forage, un volume de fluide produit par le puits de forage ou une combinaison quelconque de ceux-ci. Si le fluide produit par le puits de forage est un fluide à phases multiples, le résultat de test de puits peut en outre ou en variante inclure la quantité de chaque phase de fluide produite par le puits de forage. Le résultat de test de puits peut en outre ou en variante indiquer d’autres propriétés associées au puits de forage.
Dans certains exemples, le dispositif de traitement 304 peut recevoir le résultat de test de puits à partir d’un autre dispositif informatique, d’un outil de puits, d’un capteur, d’un dispositif de saisie par l’utilisateur ou de toute combinaison de ceux-ci. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut recevoir le résultat de test de puits en tant que saisie par l’utilisateur via un dispositif de saisie par l’utilisateur. A titre d’exemple supplémentaire, le dispositif de traitement
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304 peut recevoir le résultat de test de puits à partir d’une base de données distante ou d’un dispositif informatique distant.
Si le dispositif de traitement 304 détermine qu’un résultat de test de puits a été reçu, le processus peut continuer jusqu’au bloc 414 où le dispositif de traitement 304 ajuste le modèle de tube 312 sur la base du résultat de test de puits. Cela peut impliquer d’ajuster une ou plusieurs propriétés du modèle de tube 312 pour faire correspondre un ou plusieurs paramètres dans le résultat de test de puits. À titre d’exemple spécifique, si le résultat de test de puits indique qu’un puits de forage a produit 50 Mscf de pétrole, 10 bbl d’eau et 5 Mscf de gaz à une date donnée, le dispositif de traitement 304 peut ajuster une ou plusieurs propriétés du modèle de tube 312 jusqu’à ce que le modèle de tube 312 indique que le puits de forage a produit 50 Mscf de pétrole, 10 bbl d’eau et 5 Mscf de gaz à la date donnée. Ainsi, l’ajustement du modèle de tube 312 peut impliquer une validation de modèle, dans laquelle le modèle de tube 312 est ajusté de sorte qu’une estimation du modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage correspond au résultat de test de puits.
Dans certains exemples, le dispositif de traitement 304 peut itérer les étapes des blocs 412à414à chaque fois que le dispositif de traitement 304 reçoit un nouveau résultat de test de puits, qui peut être au niveau de plusieurs points au cours du processus de la figure 4. Cela peut entraîner une mise à jour répétée du modèle de tube 312 à mesure que de nouveaux résultats de test de puits deviennent disponibles (par exemple, une fois tous les quelques mois), ce qui peut augmenter la précision du modèle de tube 312.
Au bloc 416, le dispositif de traitement 304 détermine une quantité estimée de fluide produite par un puits de forage à l’aide du modèle de tube 312. Si le fluide est un fluide à phases multiples, le dispositif de traitement 304 peut déterminer la quantité de chaque phase de fluide produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube 312. La quantité estimée de fluide peut inclure une valeur unique pour une date unique (par exemple un jour spécifique) ou plusieurs valeurs pour plusieurs dates au cours d’une période de temps prédéterminée. Par exemple, le modèle de tube 312 peut prévoir la quantité de fluide qui sera produite par le puits de forage sur une période d’un mois à intervalles quotidiens. Le modèle de tube 312 peut alors produire 28 à 31 valeurs (selon le mois) indiquant la quantité estimée de fluide produite par le puits de forage pour chaque jour du mois.
Au bloc 418, le dispositif de traitement 304 reçoit une indication du volume total de fluide produit par un système de puits qui comprend le puits de forage. Cela peut être une représentation précise du volume total de fluide réellement produit par le système de puits. Par exemple, si le puits de forage est le puits de forage 102a de la figure 1, le dispositif de traitement 304 peut recevoir une indication du volume total de fluide produit par tous les puits de forage
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102a-h dans le système de puits 100. Le dispositif de traitement 304 peut recevoir l’indication du volume total de fluide produit par le système de puits à partir d’un autre dispositif informatique, d’un capteur (par exemple, dans un réservoir, tel qu’un réservoir 210), ou d’un dispositif de saisie par l’utilisateur. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut recevoir l’indication sous forme de saisie par l’utilisateur via un dispositif de saisie par l’utilisateur. A titre d’exemple supplémentaire, le dispositif de traitement 304 peut recevoir l’indication à partir d’une base de données distante ou d’un dispositif informatique distant. Dans certains exemples, le volume total de fluide produit par le système de puits peut être déterminé au niveau d’un point de vente.
Au bloc 420, le dispositif de traitement 304 détermine une quantité de fluide représentant la contribution du puits de forage au volume total de fluide produit par le système de puits. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut diviser la quantité estimée de fluide produite par le puits de forage (du bloc 416) par le volume total de fluide produit par le système de puits (du bloc 418) pour déterminer la contribution du puits de forage au volume total de fluide produit par le système de puits, exprimée en pourcentage. Le dispositif de traitement 304 peut utiliser tout nombre et toute combinaison de techniques pour déterminer la contribution du puits de forage au volume total de fluide produit par le système de puits.
Dans certains exemples, la contribution du puits de forage au volume total de fluide produit par le système de puits peut être utilisée pour ajuster le modèle de réservoir 310. L’ajustement du modèle de réservoir 310 de cette manière peut donner lieu à une version mise à jour du modèle de réservoir 310. La version mise à jour du modèle de réservoir peut ensuite produire des données de pression actualisées, des données de saturation actualisées ou les deux. Dans certains exemples, les données de pression mises à jour, les données de saturation mises à jour, ou les deux, peuvent ensuite être utilisées pour ajuster plus précisément le modèle de tube 312. Cela peut créer une boucle de rétroaction dans laquelle des données sortantes du modèle de réservoir 310 sont utilisées pour ajuster le modèle de tube 312, et des informations dérivées du modèle de tube 312 sont utilisées pour ajuster le modèle de réservoir 310. Dans un exemple particulier, le modèle de réservoir 310 peut dépendre des caractéristiques de production de fluide du puits de forage. Ainsi, la quantité de fluide représentant la contribution du puits de forage au volume total de fluide produit par le système de puits peut être utilisée pour ajuster davantage le modèle de réservoir 310. Cela peut donner lieu à une version mise à jour du modèle de réservoir 310, qui peut être utilisée pour ajuster davantage le modèle de tube 312.
Certaines ou l’ensemble des étapes ci-dessus peuvent être itératives, de sorte que (i) le modèle de réservoir 310 est mis à jour de manière répétée sur la base de nouvelles données historiques et d’informations provenant du modèle de tube 312 et (ii) le modèle de tube 312 est mis à jour de manière répétée sur la base de nouveaux résultats de test de puits et
2017-IPM-101178-U1-FR 12 d’information provenant du modèle de réservoir 310. Cette boucle de rétroaction peut donner lieu à des modèles plus précis et réalistes (par exemple, des modèles de réservoir et de tube) que d’autres techniques, ce qui permet de simuler le système de puits avec plus de précision que d’autres techniques. Cela peut permettre à un exploitant de puits d’obtenir, par exemple, de meilleures estimations de production de fluide à l’aide des modèles, qui peuvent ensuite être utilisés dans divers contextes, tels que l’allocation de production.
Au bloc 422, le dispositif de traitement 304 effectue une opération basée sur (i) la quantité estimée de fluide produite par le puits de forage (du bloc 416), (ii) la quantité de fluide du puits de forage représentant la contribution au volume total de fluide produit par le système de puits (du bloc 420), ou (iii) les deux. Des exemples de l’opération peuvent inclure la mise à jour d’une simulation visuelle, la transmission d’une communication électronique, l’ajustement d’un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Le dispositif de traitement 304 peut effectuer tout nombre et toute combinaison d’opérations sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage, la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits, ou les deux.
Par exemple, l’opération peut inclure la mise à jour d’une simulation visuelle (par exemple, des données sortantes sur le dispositif d’affichage 318) associée au système de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage, la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits, ou les deux. La simulation visuelle peut représenter visuellement le puits de forage, le système de puits ou les deux, et peut indiquer visuellement l’écoulement de fluide à travers le puits de forage. La simulation visuelle peut permettre à un exploitant de puits d’évaluer rapidement et facilement l’état du puits de forage ou du système de puits en cas de problèmes ou de dangers.
A titre d’exemple supplémentaire, l’opération peut comprendre la transmission d’une communication électronique à un dispositif informatique distant sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage, la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits, ou les deux. La communication électronique peut indiquer la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage, la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits, ou les deux. Le dispositif informatique distant peut recevoir la communication électronique et effectuer en réponse une autre opération, telle que l’ajustement d’un dispositif de commande d’écoulement de fluide (par exemple une vanne) pour augmenter ou réduire l’écoulement de fluide à travers le puits de forage.
À titre d’exemple supplémentaire, l’opération peut inclure l’ajustement d’un
2017-IPM-101178-U1-FR 13 paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage, la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits, ou les deux. Le paramètre de fonctionnement peut être un paramètre programmable ou une propriété physique de l’outil de puits. Dans certains exemples, l’ajustement du paramètre de fonctionnement peut impliquer le déplacement physique de l’outil de puits (par exemple entre au moins deux positions), par exemple par l’ouverture ou la fermeture d’une vanne, l’ajustement d’une vanne d’étranglement, le gonflage ou le dégonflage d’une garniture d’étanchéité, le changement de forme, le pliage, le déplacement vers le haut ou vers le bas du puits, ou toute combinaison de ceux-ci. En tant qu’exemple particulier dans lequel l’outil de puits comprend une vanne de production, le paramètre de fonctionnement de la vanne de production peut être ajusté pour modifier la quantité de fluide produite par le puits de forage, de manière à augmenter ou diminuer la quantité de fluide produite par le puits de forage. En ajustant un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base des résultats d’une ou de plusieurs étapes de la figure 4, les caractéristiques du système de puits (par exemple, le volume de fluide de production produit par un puits de forage) peuvent être commandées de manière partiellement ou totalement automatisée.
Le dispositif de traitement 304 peut effectuer certaines ou toutes les étapes de la figure 4 pour chaque puits de forage individuel dans un système de puits. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut générer des modèles de réservoir séparés, des modèles de tube séparés, ou les deux, pour chaque puits de forage individuel dans un système de puits. Dans un exemple, chaque puits de forage du système de puits peut avoir son propre modèle de réservoir et son propre modèle de tube. Dans un autre exemple, l’ensemble des puits de forage d’un système de puits peuvent partager un réservoir d’hydrocarbures commun. Ainsi, chaque puits de forage du système de puits peut avoir son propre modèle de tube et peut partager un modèle de réservoir unique avec les autres puits de forage. Le dispositif de traitement 304 peut ensuite utiliser le ou les modèles de réservoir et les modèles de tube pour chaque puits de forage afin de déterminer les propriétés des puits de forage, les propriétés du système de puits, ou les deux. Par exemple, le dispositif de traitement 304 peut utiliser les modèles de réservoir et les modèles de tube pour déterminer la quantité de fluide produite par chaque puits de forage par rapport à un volume total de fluide produit par le système de puits.
Dans certains aspects, la production de fluide peut être simulée à l’aide d’un modèle de réservoir et d’un modèle de tube selon un ou plusieurs des exemples suivants :
Exemple n° 1 : Un procédé peut inclure la réception de données de pression et de données de saturation à partir d’un modèle de réservoir qui simule un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine. Les données de pression peuvent inclure des estimations d’une
2017-IPM-101178-U1-FR 14 pluralité de pressions dans le réservoir d’hydrocarbures et les données de saturation peuvent inclure des estimations d’une pluralité de niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures. Le procédé peut inclure la génération d’un modèle de tube en effectuant une analyse nodale à l’aide des données de pression et des données de saturation. Le modèle de tube peut simuler une colonne de production s’étendant à travers un puits de forage dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures. Le procédé peut inclure la réception d’un résultat de test de puits indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné. Le procédé peut inclure la génération d’un modèle de tube ajusté en ajustant le modèle de tube de sorte qu’une estimation du modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage au moment donné correspond au résultat de test de puits. Le procédé peut comprendre la détermination d’une quantité de fluide estimée produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube ajusté. Le procédé peut comprendre l’ajustement d’un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage. Certaines ou l’ensemble des étapes du procédé peuvent être mises en œuvre par un dispositif de traitement.
Exemple n° 2 : Le procédé de l’exemple n° 1 peut inclure la réception de données de pression mises à jour et de données de saturation mises à jour à partir du modèle de réservoir. Le procédé peut inclure la génération d’une version mise à jour du modèle de tube à l’aide des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour. Certaines ou l’ensemble de ces étapes peuvent être réalisées après l’ajustement du modèle de réservoir.
Exemple n° 3 : Le procédé selon l’un quelconque des exemples n° 1 à 2 peut inclure la réception d’une indication du volume total de fluide produit par un système de puits qui inclut le puits de forage. Le procédé peut comprendre la détermination d’une quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide à l’aide de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 4 : Le procédé selon l’exemple n° 3 peut comporter le système de puits comprenant plusieurs puits de forage. Le procédé peut inclure, pour chaque puits de forage respectif dans la pluralité de puits de forage, la détermination d’une quantité de fluide respective produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits à l’aide d’un modèle de tube respectif associé au puits de forage respectif.
Exemple n° 5 : Le procédé selon l’un quelconque des exemples n° 3 à 4 peut inclure l’ajustement du modèle de réservoir sur la base de la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits.
Exemple n° 6 : Le procédé selon l’un quelconque des exemples 1 à 5 peut inclure la réception de données de production historiques indiquant des caractéristiques de production précédentes associées au réservoir d’hydrocarbures. Le procédé peut inclure
2017-IPM-101178-U1-FR 15 l’ajustement du modèle de réservoir à l’aide des données de production historiques. Certaines ou l’ensemble de ces étapes peuvent être effectuées avant la réception des données de pression et des données de saturation.
Exemple n° 7 : Le procédé selon l’un quelconque des exemples n° 1 à 6 peut inclure l’ajustement du paramètre de fonctionnement pour un outil de puits au moins en partie en amenant l’outil de puits à se déplacer physiquement d’une première position à une seconde position.
Exemple n° 8 : Un système peut inclure un dispositif de traitement et un dispositif de mémoire comprenant des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à recevoir des données de pression et des données de saturation provenant d’un modèle de réservoir qui simule un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine. Les données de pression peuvent indiquer des estimations d’une pluralité de pressions dans le réservoir d’hydrocarbures et les données de saturation peuvent indiquer des estimations d’une pluralité de niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à générer un modèle de tube en effectuant une analyse nodale en à l’aide des données de pression et des données de saturation. Le modèle de tube peut simuler une colonne de production s’étendant à travers un puits de forage dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à recevoir un résultat de test de puits indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à générer un modèle de tube ajusté en ajustant le modèle de tube de sorte qu’une estimation de modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage au moment donné correspond au résultat de test de puits. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à déterminer une quantité de fluide estimée produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube ajusté. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à ajuster un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 9 : Le système de l’exemple n° 8 peut comporter le dispositif de mémoire comprenant en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à ajuster le modèle de réservoir sur la base d’informations dérivées de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 10 : Le système selon l’un quelconque des exemples n° 8 à 9 peut comporter le dispositif de mémoire comprenant en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à recevoir des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour du modèle de réservoir. Les
2017-IPM-101178-U1-FR 16 instructions peuvent amener le dispositif de traitement à générer une version mise à jour du modèle de tube à l’aide des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour. L’une ou les deux étapes peuvent être réalisées après l’ajustement du modèle de réservoir.
Exemple n° 11 : Le système selon l’un quelconque des exemples n° 8 à 10 peut comporter le dispositif de mémoire comprenant en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à recevoir une indication du volume total de fluide produit par un système de puits comprenant le puits de forage. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à déterminer une quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide à l’aide de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 12 : Le système selon l’exemple n° 11 peut comporter le système de puits comprenant une pluralité de puits de forage. Le dispositif de mémoire peut en outre comprendre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer, pour chaque puits de forage respectif dans la pluralité de puits de forage, une quantité respective de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits utilisant un modèle de tube respectif associé au puits de forage respectif.
Exemple n° 13 : Le système selon l’un quelconque des exemples n° 8 à 12 peut comporter le dispositif de mémoire comprenant en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à recevoir des données de production historiques indiquant des caractéristiques de production précédentes associées au réservoir d’hydrocarbures. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à ajuster le modèle de réservoir à l’aide des données de production historiques. Certaines ou l’ensemble de ces étapes peuvent être effectuées avant la réception des données de pression et des données de saturation.
Exemple n° 14 : Le système selon l’un quelconque des exemples n° 8 à 13 peut comporter le dispositif de mémoire comprenant en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à ajuster le paramètre de fonctionnement pour que l’outil de puits se déplace physiquement d’une première position à une seconde position.
Exemple n° 15 : Un support non transitoire lisible par ordinateur peut inclure un code de programme pouvant être exécuté par un dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à effectuer des opérations. Les opérations peuvent inclure la réception de données de pression et de données de saturation à partir d’un modèle de réservoir simulant un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine. Les données de pression peuvent
2017-IPM-101178-U1-FR 17 inclure des estimations d’une pluralité de pressions dans le réservoir d’hydrocarbures et les données de saturation peuvent inclure des estimations d’une pluralité de niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures. Les opérations peuvent inclure la génération d’un modèle de tube en effectuant une analyse nodale à l’aide des données de pression et des données de saturation. Le modèle de tube peut simuler une colonne de production s’étendant à travers un puits de forage dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures. Les opérations peuvent inclure la réception d’un résultat de test de puits indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné. Les opérations peuvent inclure la génération d’un modèle de tube ajusté en ajustant le modèle de tube de sorte qu’une estimation de modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage au moment donné correspond au résultat de test de puits. Les opérations peuvent inclure la détermination d’une quantité de fluide estimée produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube ajusté. Les opérations peuvent inclure l’ajustement d’un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 16: Le support non transitoire lisible par ordinateur selon l’exemple 15 peut en outre comprendre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à ajuster le modèle de réservoir sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 17 : Le support non transitoire lisible par ordinateur selon l’un quelconque des exemples 15 à 16 peut comprendre en outre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à recevoir des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour du modèle de réservoir. Le code de programme peut amener le dispositif de traitement à générer une version mise à jour du modèle de tube à l’aide des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour. Certaines ou l’ensemble de ces étapes peuvent être réalisées après l’ajustement du modèle de réservoir.
Exemple n° 18 : Le support non transitoire lisible par ordinateur selon l’un quelconque des exemples 15 à 17 peut comprendre en outre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à recevoir une indication du volume total de fluide produit par un système de puits incluant le puits de forage. Le code de programme peut amener le dispositif de traitement à déterminer une quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide à l’aide de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
Exemple n° 19 : Le support non transitoire lisible par ordinateur selon l’un quelconque des exemples 15 à 18 peut comporter le système de puits comprenant une pluralité de
2017-IPM-101178-U1-FR 18 puits de forage, et comprendre en outre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à, pour chaque puits de forage respectif dans la pluralité de puits de forage, déterminer une quantité respective de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits à l’aide 5 d’un modèle de tube respectif associé au puits de forage respectif.
Exemple n° 20 : Le support non transitoire lisible par ordinateur selon l’un quelconque des exemples n° 15 à 19 peut en outre comprendre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à recevoir des données de production historiques indiquant des caractéristiques de production précédentes 10 associées au réservoir d’hydrocarbures. Le code de programme peut amener le dispositif de traitement à ajuster le modèle de réservoir à l’aide des données de production historiques. Certaines ou l’ensemble de ces étapes peuvent être effectuées avant la réception des données de pression et des données de saturation.
La description ci-dessus de certains exemples, y compris des exemples illustrés, 15 a été présentée uniquement à des fins d’illustration et de description et n’est pas destinée à être exhaustive ou à limiter l’invention aux formes précises divulguées. De nombreuses modifications, adaptations et utilisations de celles-ci seront manifestes à l’homme du métier sans sortir du cadre de l’invention.
Claims (15)
- REVENDICATIONS1. Procédé comprenant :la réception, par un dispositif de traitement, de données de pression et de données de saturation d’un modèle de réservoir qui simule un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine, les données de pression incluant des estimations d’une pluralité de pressions dans le réservoir d’hydrocarbures et les données de saturation incluant des estimations d’une pluralité de niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures ;la génération, par le dispositif de traitement, d’un modèle de tube en effectuant une analyse nodale à l’aide des données de pression et des données de saturation, le modèle de tube simulant une colonne de production s’étendant à travers un puits dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures ;la réception, par le dispositif de traitement, d’un résultat de test de puits indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné ;la génération, par le dispositif de traitement, d’un modèle de tube ajusté en ajustant le modèle de tube de sorte qu’une estimation de modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage au moment donné correspond au résultat de test de puits ;la détermination, par le dispositif de traitement, d’une quantité de fluide estimée produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube ajusté ; et l’ajustement d’un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
- 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre, après l’ajustement du modèle de réservoir :la réception de données de pression mises à jour et de données de saturation mises à jour à partir du modèle de réservoir ; et la génération d’une version mise à jour du modèle de tube à l’aide des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour.
- 3. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :la réception d’une indication d’un volume total de fluide produit par un système de puits incluant le puits de forage ; et la détermination d’une quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide à l’aide de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.2017-IPM-101178-U1-FR
- 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel le système de puits comprend une pluralité de puits de forage, et comprenant en outre :pour chaque puits de forage respectif dans la pluralité de puits de forage, la détermination d’une quantité respective de fluide produite par le puits de forage respectif par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits à l’aide d’un modèle de tube respectif associé au puits de forage respectif.
- 5. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre l’ajustement du modèle de réservoir sur la base de la quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide produit par le système de puits.
- 6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre, avant la réception des données de pression et des données de saturation :la réception de données de production historiques indiquant les caractéristiques de production précédentes associées au réservoir d’hydrocarbures ; et l’ajustement du modèle de réservoir à l’aide des données de production historiques.
- 7. Système comprenant :un dispositif de traitement ; et un dispositif de mémoire incluant des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :recevoir des données de pression et des données de saturation à partir d’un modèle de réservoir qui simule un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine, les données de pression indiquant des estimations d’une pluralité de pressions dans le réservoir d’hydrocarbures et les données de saturation indiquant des estimations d’une pluralité de niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures ;générer un modèle de tube en effectuant une analyse nodale à l’aide des données de pression et des données de saturation, le modèle de tube simulant une colonne de production s’étendant à travers un puits de forage dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures ;recevoir un résultat de test de puits indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné ;générer un modèle de tube ajusté en ajustant le modèle de tube de sorte2017-IPM-101178-U1-FR 21 qu’une estimation de modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage au moment donné correspond au résultat de test de puits ;déterminer une quantité estimée de fluide produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube ajusté ; et ajuster un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
- 8. Système selon la revendication 7, dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à ajuster le modèle de réservoir sur la base d’informations dérivées de la quantité de fluide estimée produite par le puits.
- 9. Système selon la revendication 8, dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à, après l’ajustement du modèle de réservoir :recevoir des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour à partir du modèle de réservoir ; et générer une version mise à jour du modèle de tube à l’aide des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour.
- 10. Système selon la revendication 7, dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :recevoir une indication du volume total de fluide produit par un système de puits incluant le puits de forage ; et déterminer une quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume total de fluide à l’aide de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
- 11. Système selon la revendication 10, dans lequel le système de puits comprend une pluralité de puits de forage, et dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions pouvant être exécutées par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :pour chaque puits de forage respectif dans la pluralité de puits de forage, déterminer une quantité respective de fluide produite par le puits de forage par rapport au volume2017-IPM-101178-U1-FR 22 total de fluide produit par le système de puits à l’aide d’un modèle de tube respectif associé au puits de forage respectif.
- 12. Support non transitoire lisible par ordinateur, comprenant un code de programme pouvant être exécuté par un dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :recevoir des données de pression et des données de saturation à partir d’un modèle de réservoir qui simule un réservoir d’hydrocarbures dans une formation souterraine, les données de pression indiquant des estimations d’une pluralité de pressions dans le réservoir d’hydrocarbures et les données de saturation indiquant des estimations d’une pluralité de niveaux de saturation associés au réservoir d’hydrocarbures ;générer un modèle de tube en effectuant une analyse nodale à l’aide des données de pression et des données de saturation, le modèle de tube simulant une colonne de production s’étendant à travers un puits de forage dans la formation souterraine vers le réservoir d’hydrocarbures ;recevoir un résultat de test de puits indiquant une quantité de fluide produite par le puits de forage à un moment donné ;générer un modèle de tube ajusté en ajustant le modèle de tube de sorte qu’une estimation du modèle de tube de la quantité de fluide produite par le puits de forage au moment donné correspond au résultat de test de puits ;déterminer une quantité de fluide estimée produite par le puits de forage à l’aide du modèle de tube ajusté ; et ajuster un paramètre de fonctionnement d’un outil de puits sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
- 13. Support non transitoire lisible par ordinateur selon la revendication 12, comprenant en outre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à ajuster le modèle de réservoir sur la base de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
- 14. Support non transitoire lisible par ordinateur selon la revendication 12, comprenant en outre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à, après l’ajustement du modèle de réservoir :recevoir des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour à partir à partir du modèle de réservoir ; et2017-IPM-101178-U1-FR générer une version mise à jour du modèle de tube à l’aide des données de pression mises à jour et des données de saturation mises à jour.
- 15. Support non transitoire lisible par ordinateur selon la revendication 12,5 comprenant en outre un code de programme pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :recevoir une indication du volume total de fluide produit par un système de puits incluant le puits de forage ; et déterminer une quantité de fluide produite par le puits de forage par rapport 10 au volume total de fluide à l’aide de la quantité de fluide estimée produite par le puits de forage.
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