NO20111020A1 - System og fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront for et reservoar - Google Patents
System og fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront for et reservoar Download PDFInfo
- Publication number
- NO20111020A1 NO20111020A1 NO20111020A NO20111020A NO20111020A1 NO 20111020 A1 NO20111020 A1 NO 20111020A1 NO 20111020 A NO20111020 A NO 20111020A NO 20111020 A NO20111020 A NO 20111020A NO 20111020 A1 NO20111020 A1 NO 20111020A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- production
- reservoir
- wellbore
- unit
- model
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 122
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 46
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 215
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 39
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 31
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 29
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 30
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 11
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 10
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 9
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 9
- 241000704611 Fig cryptic virus Species 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000003944 fast scan cyclic voltammetry Methods 0.000 description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 235000020030 perry Nutrition 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
Description
BAKGRUNN
[0001] Oppfinnelsen vedrører teknikker for å utføre oljefeltoperasjoner i tilknytning til undergrunnsformasjoner som inneholder reservoarer. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen teknikker for å utføre adaptive produksjonsoperasjoner basert på forbestemte og oppdaterte brønnstedparametere, for eksempel for å styre en fluidfront i et reservoar.
[0002] Oljefeltoperasjoner blir typisk utført for å lokalisere og utvinne verdifulle brønnfluider. Typiske oljefeltoperasjoner kan for eksempel inkludere kartlegging, boring, kabelført testing, komplettering, produksjon, planlegging og oljefeltanalyse. Én slik operasjon er boreoperasjonen, som inkluderer å føre et boreverktøy inn i jorden for å danne et brønnhull. Boring av langtrekkende horisontale brønner har blitt en rutineoperasjon på oljefeltet. De langtrekkende brønnene oppnår bedre reservoarkontakt. Kostnadene for å bore en horisontal brønn er større enn de for en vertikal brønn. Horisontale brønner boret i et område med strømledende reservoaregenskaper og drivmekanismer kan imidlertid produsere større mengder enn en vertikal brønn med samme eller lavere trykkforskjell inn i brønnen (pressure drawdown). Oljeproduksjonsmengden kan være tre til tyve ganger høyere i horisontale brønner enn i vertikale brønner. Horisontale brønner har imidlertid en tendens til for tidlig gjennombrudd av uønskede fluider, så som vann, gjennom kanaler med høy permeabilitet og fluidkoning mot brønnens hæl. Faren for tidlig gjennombrudd kan øke når den primære produksjonsmekanismen er bunnvannsdriv.
[0003] En produksjonsandel av et brønnhull kan bli komplettert ved å sette inn et forlegningsrør (liner) i brønnhullet, sementere ringrommet og perforere forlengningsrøret og ringrommet. Videre kan sandskjermer bli utplassert i et åpent brønnhull. Sandskjermene kan hindre at grovere sandkorn kommer seg inn i brønnhullet. Uansett type komplettering som blir anvendt kan det friksjonsskapte trykkfallet langs produksjonsandelen av brønnhullet resultere i en ujevn fordeling avfluidinnstrømningsfluksen, eller hæl-til-tå-effekten. Hæl-til-tå-effekten kan bevirke til en ujevn utvikling avfluidfronten (eller vannfronten) som kan resultere i for tidlige gjennombrudd. Videre kan for tidlige gjennombrudd oppstå i en horisontal brønn når permeabiliteten i én del av reservoaret er høyere enn i andre deler av reservoaret. Produksjonen fra høypermeabilitetsdelen av brønnen er større enn fra de andre delene av reservoaret. De høyere produksjonsmengdene gjør at de verdifulle fluidene, så som hydrokarboner, blir produsert raskt. Vann, eller andre uønskede fluider, kan bevege seg mot brønnhullet med større hastighet i høypermeabilitetsdelen av reservoaret enn i de andre delene av reservoaret. Når fluidet kommer til brønnhullet, kan fluidet skape en kanal som lar undergrunnsfluid komme inn i brønnhullet. Fluidet kan skade og/eller ødelegge produksjon fra brønnhullet.
[0004] For å styre for tidlig gjennombrudd har boremannskap forsøkt å plassere reguleringsventiler i brønnhullet. Reguleringsventilene kan lukkes dersom vann og/eller andre uønskede fluider oppdages i produksjonsrøret. Videre har det vært gjort forsøk på å tilveiebringe avanserte metoder for å styre for tidlig gjennombrudd, som beskrevet. Eksempler på strømningsreguleringsteknikker er beskrevet i US-patentsøknaden 2008/0149203.
[0005] Til tross for at det finnes metoder for å styre for tidlig gjennombrudd er det fortsatt behov for å utforme bore- og kompletteringsoperasjoner basert på en bedre forståelse av brønnstedet. Det er ønskelig at slike metoder tar hensyn til reservoarets egenskaper før komplettering av brønnhullet. Det er også ønskelig at slike metoder posisjonerer produksjonsutstyr i brønnhullet basert på reservoaregenskapene for å hindre for tidlig gjennombrudd. Slike metoder er fortrinnsvis i stand til én eller flere av følgende, blant annet: kontrollere hæl-til-tå-effekten, redusere formasjonsskade, minimere sandproduksjon, forbedre brønnopprensking, optimalisere produksjon, redusere kostnader, redusere risiko, redusere usikkerhet, samle inn data i sanntid, analysere data i sanntid, oppdatere operasjoner i sanntid, justere operasjoner i sanntid, tilveiebringe en pålitelig analyse og sørge for effektiv datainnsamling.
OPPSUMMERING
[0006] Oppfinnelsen vedrører en integrert produksjonsstyringsenhet for å styre en fremadgående fluidfront i et reservoar mot et brønnhull på et brønnsted. Produksjonsstyringsenheten har en reservoarmodellenhet for å frembringe en reservoarmodell, en produksjonsbanenhet (production path unit) for å frembringe en produksjonsbanemodell (production path model) som bestemmer minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet under brønnhullets levetid, og en enhet for produksjonsoptimalisering for å frembringe en brønnplan som optimaliserer en funksjon på brønnstedet. Minst én av funksjonene til produksjonsstyringsenheten kan være å styre en fremadgående fluidfront i reservoaret med minst én styringsanordning, og hvori en produksjonsbane blir konstruert basert på brønnplanen.
[0007] Oppfinnelsen vedrører et system for å styre en fremadgående fluidfront i et reservoar mot et brønnhull på et brønnsted. Systemet omfatter en produksjonsbane i brønnhullet for å produsere fluider fra reservoaret. Produksjonsbanen har et baserør for strømning av fluidene fra reservoaret og minst én styringsanordning for å styre strømningen av fluidene fra reservoaret inn i baserøret. Systemet omfatter videre en produksjonsstyringsenhet. Produksjonsstyringsenheten har en reservoarmodellenhet for å frembringe en reservoarmodell, en produksjonsbanenhet for å frembringe en produksjonsbanemodell som bestemmer minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet under brønnhullets levetid, og en enhet for produksjonsoptimalisering for å frembringe en brønnplan som optimaliserer en funksjon på brønnstedet. Minst én av funksjonene til produksjonsstyringsenheten kan være å styre en fremadgående fluidfront i reservoaret.
[0008] Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront i et reservoar mot et brønnhull på et brønnsted. Fremgangsmåten omfatter å tilveiebringe en produksjonsstyringsenhet. Produksjonsstyringsenheten har en reservoarmodellenhet for å frembringe en reservoarmodell, en produksjonsbanenhet for å frembringe en produksjonsbanemodell som bestemmer minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet under brønnhullets levetid, og en enhet for produksjonsoptimalisering for å frembringe en brønnplan som optimaliserer en funksjon på brønnstedet. Minst én av funksjonene til enheten for produksjonsoptimalisering kan være å styre en fremadgående fluidfront i reservoaret. Fremgangsmåten omfatter videre å opprette en optimalisert simuleringsmodell basert på reservoarmodellen og produksjonsbanemodellen, opprette en initiell produksjonsbane basert på brønnplanen basert på den optimaliserte simuleringsmodellen og konstruere en produksjonsbane med minst én styringsanordning basert på den initielle produksjonsbanen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009] Utførelsesformene vil forstås bedre og forskjellige mål, trekk og fordeler gjøres klare for fagmannen ved å henvise til de vedlagte tegningene. Disse tegningene er kun anvendt for å illustrere typiske utførelsesformer av denne oppfinnelsen og skal ikke anses som en begrensning av oppfinnelsens ramme, ettersom oppfinnelsen kan realiseres i andre like virkningsfulle utførelsesformer. Tegningene er ikke nødvendigvis målrette, og visse trekk og enkelte elementer i figurene kan være vist med overdrevet størrelse eller skjematisk for å bedre oversikten og gjøre beskrivelsen mer konsis.
[0010] Figur 1 er et skjematisk diagram, delvis i tverrsnitt, som viser et brønnsted med et system for å styre en fremadgående fluidfront på brønnstedet, inkluderende flere styringsanordninger.
[0011] Figur 2 er et skjematisk diagram som viser brønnstedet i figur 1 og varierende produksjonsteknikker som anvendes på dette.
[0012] Figur 3 er en skjematisk skisse av en styringsanordning fra figur 1 for å styre strømningen av fluider inn i et baserør.
[0013] Figurene 4A og 4B er skjematiske skisser av en styringsanordning fra figur 1 for å styre strømningen av fluider inn i et baserør.
[0014] Figur 5 er et blokkdiagram som illustrerer en produksjonsstyringsenhet fra figur 1, der produksjonsstyringsenheten er ment for å styre den fremadgående fluidfronten på brønnstedet.
[0015] Figur 6 er et flytdiagram som illustrerer en fremgangsmåte for å styre den fremadgående fluidfronten i reservoaret.
BESKRIVELSE AV UTFØRELSESFORM(ER)
[0016] Den følgende beskrivelsen inkluderer eksempler på anordninger, fremgangsmåter, teknikker og instruksjonssekvenser som innlemmer teknikker ifølge oppfinnelsen. Det må imidlertid forstås at de beskrevne utførelsesformene kan praktiseres uten disse spesifikke detaljene.
[0017] Figur 1 er et skjematisk diagram som viser et brønnsted 100 med et produksjonsstyringssystem 102. Som kan sees er brønnstedet 100 et landbasert brønnsted, men kunne like gjerne ha ligget undervann. Brønnstedet 100 kan inkludere et brønnhull 103 med en horisontal (eller avvikende) andel 104 som krysser gjennom et reservoar 105. Brønnstedet 100 kan inkludere hvilket som helst tilhørende brønnstedutstyr, så som en borerigg 106, et loggeverktøy 108, et seismisk bølgegenereringsverktøy 110, én eller flere mottakere 112, en føringsanordning 114, én eller flere styringsanordninger 116 (eller strømningsstyringsanordninger) og en styringsenhet 118. Styringsenheten 118 kan inkludere en produksjonsstyringsenhet 120. Produksjonsstyringsenheten 120 kan styre strømningen av uønskede fluider mot brønnhullet 103, som vil bli beskrevet nærmere her.
[0018] Føringsanordningen 114 kan være en hvilken som helst passende føringsanordning for å danne og/eller produsere fra brønnhullet 103, inkluderende, men ikke begrenset til et produksjonsrør, en borestreng, en foringsrørstreng, kveilrør og liknende. Ytterligere nedihulls verktøy, anordninger og systemer for å utføre bore-, kompletterings, produksjons- og/eller andre brønnstedoperasjoner kan bli anvendt på brønnstedet 100, så som boreverktøy, loggeverktøy, følere, produksjonsverktøy, overvåkningsenheter, verktøy for å styre borkroneretningen, ledekiler, pakninger, nedihullspumper, ventiler og liknende.
[0019] Styringsenheten 118 kan sende ut og motta data til og/eller fra hvilke som helst av verktøyene, anordningene og/eller systemene i tilknytning til brønnstedet 100, så som de flere styringsanordningene 116, loggeverktøyet 108, et seismisk bølgegenereringsverktøy 110, én eller flere mottakere 112, nettverket 125, den ene eller de flere fjerne kommunikasjonsanordningene 128 og/eller hvilket som helst passende utstyr anordnet rundt om på brønnstedet 100. Systemet 102 kan inkludere et nettverk 125 for å kommunisere mellom komponenten, systemene, anordningene og/eller verktøyene på brønnstedet 100. Videre kan nettverket 125 kommunisere med én eller flere fjerne kommunikasjonsanordninger 128, så som datamaskiner, personlige digitale assistenter og liknende. Nettverket 125 og styringsenheten 118 kan kommunisere med hvilke som helst av verktøyene, anordningene og systemene med bruk av en hvilken som helst kombinasjon av kommunikasjonsanordninger eller -metoder, inkluderende, men ikke begrenset til kabelbasert, telemetri, trådløs, fiberoptikk, akustisk, infrarødt-basert, et lokalt nettverk (LAN), et personlig nettverk (PAN) og/eller et regionalt nettverk (WAN). Forbindelsen kan være dannet over nettverket 125 til en ekstern datamaskin (for eksempel over Internett gjennom en Internett-leverandør) og liknende. Produksjonsstyringsenheten 120 kan delvis og/eller i sin helhet befinne seg i styringsenheten 118, nettverket 125, de fjerne kommunikasjonsanordningene 128 og/eller loggeverktøyet 108.
[0020] Brønnstedet 100 som vist har flere styringsanordninger 116 som er anordnet langs den horisontale andelen 104 av brønnhullet 103. De flere styringsanordningene 116, i kombinasjon med produksjonsstyringsenheten 120, kan bidra til å styre en hæl-til-tå-effekt og/eller for tidlig gjennombrudd av en fluidfront 126A-C. I figur 1 er fluidfronten 126A-C vist som en sekvens av tre rette linjer som befinner seg under og beveger seg mot brønnhullet 103 over tid som angitt av pilene. Den rette linjen til fluidfronten 126A kan representere den initielle posisjonen til fluidfronten 126Afør produksjon av reservoaret 105. Fluidfronten 126B representerer fluidfronten under produksjon av reservoaret 105. Fluidfronten 126C representerer fluidfronten nær slutten av produksjonen av reservoaret 105. Produksjonsstyringsenheten 120 kan være innrettet for å styre utviklingen av fluidfronten 126A-C etter hvert som reservoaret 105 blir produsert. Produksjonsstyringsenheten 120 kan holde den fremadgående fluidfronten 126A-126C hovedsakelig uniform og med det redusere risikoen for tidlig gjennombrudd, som vil bli beskrevet nærmere nedenfor.
[0021] Styringsanordningene 116 kan være anordnet i den horisontale andelen 104 av brønnhullet 103 på ett eller flere optimale steder. De optimale stedene kan være valgt av produksjonsstyringsenheten 120, som vil bli beskrevet nærmere nedenfor. De optimale stedene kan være valgt for å plassere styringsanordningene 116 i én eller flere reservoarpermeabilitetssoner 130A-130I. Reservoaret 105 har blitt delt inn i flere vertikale skiver som definerer permeabilitetssonene 130A-I. Hver av reservoarpermeabilitetssonene 130A-130I kan ha varierende grad av permeabilitet. Mellom styringsanordningene 116 kan det være anordnet én eller flere ringformede strømningsstyringer 132, så som en pakning, sement og liknende. Styringsanordningene 116 og de ringformede strømningsstyringene 132 kan hovedsakelig isolere brønnhullet 103 ved hver av den ene eller de flere reservoarpermeabilitetssonene 130A-130I. Denne konstruksjonen stiller fortrinnsvis hver av styringsanordningene 116 (og/eller en gruppe styringsanordninger 116) i fluidkommunikasjon med hver av reservoarpermeabilitetssonene 130A-130I.
[0022] Figur 2 er et alternativt skjematisk diagram som viser brønnstedet 100 i figur 1.1 denne figuren har brønnstedet 100 et produksjonsstyringssystem 102, og figuren illustrerer den fremadgående fluidfronten 126A-C i reservoaret 105 når forskjellige produksjonsmetoder anvendes. Den fremadgående fluidfronten 126D kan representere en fremadgående fluidfront når produksjonsstyringssystemet 102 ikke anvendes. Den fremadgående fluidfronten 126D kan derfor bevege seg raskere i noen av permeabilitetssonene, så som 130H og 1301, og langsommere i andre permeabilitetssoner, så som 130C og 130E. Dersom produksjonsstyringssystemet 102 blir anvendt, kan den fremadgående fluidfronten 126A-D være hovedsakelig uniform. Som vist har permeabilitetssonene 130H og 1301 høyere permeabilitet enn de andre permeabilitetssonene 130A-G, som kan sees av den raskere bevegelsen til den fremadgående fluidfronten 126D og 126E. Ved bruk av produksjonsstyringssystemet 102 kan imidlertid den fremadgående fluidfronten 126A-C og 126E holdes hovedsakelig flat og/eller uniform.
[0023] Med henvisning til figurene 1, 3 og 4A-4B kan de flere styringsanordningene 116 være en hvilken som helst kombinasjon av styringsanordninger som lar fluider fra reservoaret 105 komme inn i føringsanordningen 114 på en kontrollert måte. For eksempel kan styringsanordningene 116 være én eller flere innstrømningsstyringsanordninger (ICD - Inflow Control Device) 300 (som vist i figur 3), én eller flere innstrømningsreguleringsventiler (FCV - inFlow Control Valve) 400A, 400B (som vist i figurene 4A og 4B), eller en kombinasjon av slike. Fluidkoning og hæl-tå-effekter kan opptre også i et forholdsvis homogent reservoar, så som reservoaret 105 med like reservoarpermeabilitetssoner 130A-I. Disse reservoarene 105 kan være kandidater for installasjon av én eller flere ICD-type innstrømningsstyringsanordninger 300. Selv om IDCen(e) 300 kan bli anvendt i en hvilken som helst brønn, kan det å styre hæl-til-tå-effekten i et heterogent reservoar, eller et reservoar 105 med ulike permeabilitetssoner 130, være mer komplisert. I noen tilfeller kan de heterogene reservoarene 105 være kandidater for installasjon av FCV-type innstrømningsstyringsanordninger 400. Posisjoneringen av og utførelsen til de ringformede strømningsstyringene 132 (f.eks. pakninger) og/eller styringsanordningene 116 kan hindre krysstrømning, eller strømning mellom permeabilitetssonene 130, i homogene og/eller heterogene reservoarer.
[0024] Figur 3 viser en skjematisk skisse av innstrømningsstyringsanordningen (ICD) 300 i figur 1. Som vist i denne figuren kan ICD 300 bestå av et sett av dyser 302 integrert i et baserør 304. En del av eller hele baserøret kan være dekket av en skjerm 306, så som en metallskjerm.
[0025] Baserøret 304 kan danne en ICD-rørdel 305 med en muffeende 308 og en tappende 310. Skjermen 306 kan hindre at grove sandkorn som vil kunne blokkere dysene 302 kommer seg inn i ICD 300. ICD-rørdelen kan ha en hvilken som helst lengde, og størrelsen kan bestemmes av produksjonsstyringsenheten 120. For eksempel kan ICD-rørdelen 305 være omtrent 12 meter lang. Den horisontale andelen 104 av brønnhullet 103 kan bestå av et stort antall ICD-rørdeler 305 festet til hverandre i muffe- og tappforbindelser, så som muffeenden 308 og tappenden 310.
[0026] Et fluid 312 fra reservoaret 105 kan passere gjennom skjermen 306 og inn i et ICD-ringrom 314. Fluidet 312 kan strømme videre gjennom dysen(e) 302 og inn i baserøret 304. ICD'en(e) 300 kan passivt regulere innstrømningen inn i baserøret 304 slik at strømningsområder med høy hastighet strupes. Den passivt regulerte innstrømningen kan resultere i et mer uniformt innstrømningsprofil langs den horisontale andelen 104 av brønnhullet 103 (som vist i figur 1). Innstillingen av og/eller avstanden mellom ICD'en(e) 300 kan bli bestemt før innsetting i brønnhullet 103. ICD-innstillingen kan bli holdt uendret gjennom hele brønnens levetid.
[0027] Produksjonsstyringsenheten 120 kan definere forskjellige parametere for utstyr som anvendes i tilknytning til brønnstedet 100, så som de vist i figurene 1-3B. Antallet og/eller størrelsen til dyser 302 kan bli endret før innsetting i brønnhullet 103. Lengden til og typen skjerm 306 kan bli endret før innsetting i brønnhullet 103 av produksjonsstyringsenheten 120. Videre kan produksjonsstyringsenheten 120 bestemme lengden til og typen skjerm 306 som blir anvendt i hver av ICD'ene 300. Produksjonsstyringsenheten 120 kan bestemme optimalt antall, størrelser til og typer dyser 302. Diameteren til dysene 302 kan for eksempel være 1,6mm, 2,5mm eller 4,0mm. For et åpent hull med diameter 21,59 cm (8.5") kan baserøret 304 ha en innvendig diameter på 13,97 cm (5.5").
[0028] Figurene 4A og 4B viser en skjematisk skisse av forskjellige ventiler 400A, B som kan bli brukt som styringsanordningene 116 i figur 1. Figur 4A viser et eksempel på en ringformet innstrømningsreguleringsventil (AFCV - Annular inFlow Control Valve) 400A. Figur 4B viser et eksempel på en inline innstrømningsreguleringsventil (IFCV — ln-line inFlow Control Valve) 400B. AFCV 400A og/eller IFCV 400B kan ha en ventil 402 og/eller regulerbar dyse for å endre strømningsparametrene i brønnhullet 103. Størrelsen til en åpning 404 og/eller dyse kan derfor fjernstyres under den produksjonstiden til brønnhullet 103. FCVen(e) 400A og/eller 400B kan inkludere et hvilket som helst antall følere 406 for å detektere forhold nede i hullet, så som temperatur, trykk, strømningsmengde, fluidsammensetning og liknende. AFCV 400A, IFCV 400B og/eller følerne 406 kan stå i kommunikasjon med styringsenheten 118 og/eller
produksjonsstyringsenheten 120 via den ene eller de flere
kommunikasjonsforbindelsene 140.
[0029] Figur 5 viser et blokkdiagram av produksjonsstyringsenheten 120 i figur 1. Produksjonsstyringsenheten 120 kan være innlemmet i eller rundt om på brønnstedet 100 (lokalt eller fjernt) for operasjon med styringsenheten 118. Produksjonsstyringsenheten 120 kan modellere forskjellige parametere i systemet 102 for å optimalisere en objektfunksjon forden fremadgående fluidfronten 126. Produksjonsstyringsenheten 120 kan for eksempel modellere 1) reservoaret 105, 2) en produksjonsbane og/eller 3) en fluidstrømning i ringrommet, brønnhullet og/eller reservoaret. De tre modellene kan bli løst samtidig som et koblet system.
[0030] Produksjonsstyringsenheten 120 kan være en ren maskinvareutførelse, en ren programvareutførelse (inkluderende fastvare (firmware), intern programvare, mikrokode etc.) eller en utførelse som kombinerer programvare- og maskinvareaspekter. Utførelsesformer kan være realisert som et dataprogram innlemmet i et hvilket som helst medium med datamaskin-anvendelig programkode inneholdt i mediet. Utførelsesformene kan være tilveiebragt som et dataprogramprodukt, eller programvare, som kan inkludere et maskinlesbart medium som lagrer instruksjoner som kan bli anvendt for å programmere et datasystem (eller én eller flere andre elektroniske anordninger) til å utføre en prosess. Et maskinlesbart medium inkluderer en hvilken som helst mekanisme for å lagre eller overføre informasjon i en form (så som programvare, prosesseringsapplikasjon) som kan leses av en maskin (så som en datamaskin). Det maskinlesbare mediet kan inkludere, men er ikke begrenset til et magnetisk lagringsmedium (f.eks. en floppydiskett); et optisk lagringsmedium (f.eks. CD-ROM); et magnet-optisk lagringsmedium; leseminne (ROM); direkteaksessminne (RAM); slettbart programmerbart minne (f.eks. EPROM og EEPROM); flashminne; eller andre typer medier egnet til å lagre elektroniske instruksjoner. Utførelsesformer kan videre være innlemmet i et elektrisk, optisk, akustisk eller en annen form for overført signal (f.eks. bærerbølger, infrarødt-signaler, digitale signaler etc), eller et kabelbasert, trådløst eller annet kommunikasjonsmedium. Videre må det forstås at utførelsesformene kan realiseres som manuelle beregninger og/eller sammenlikninger utført av operatører. For dette formål kan operatøren og/eller ingeniøren(e) motta, manipulere, katalogisere og lagre dataene fra systemet 102 for å utføre oppgaver vist i produksjonsstyringsenheten 120.
[0031] Produksjonsstyringsenheten 120 kan inkludere en lagringsanordning 502, en reservoardataenhet 504, en reservoarmodellenhet 506, en produksjonsbanenhet 508, en fluidstrømningsenhet 510, en enhet for produksjonsoptimalisering 512, en historiedataenhet 514, en analyseenhet 516 og en sender/mottaker-enhet 518. Lagringsanordningen 502 kan være en hvilken som helst tradisjonell database eller en annen lagringsanordning i stand til å lagre data i tilknytning til systemet 102, vist i figur 1. Slike data kan for eksempel inkludere historiske data, data tilgjengelig før boring, grunnmodeller, boredata, kompletteringsdata, produksjonsdata og liknende. Analyseenheten 516 kan være en hvilken som helst tradisjonell anordning, eller et system, for å utføre beregninger, avledninger, prediksjoner, analyse og interpolasjon, så som de beskrevet her. Sender/mottaker-enheten 518 kan være en hvilken som helst tradisjonell kommunikasjonsanordning i stand til å overføre signaler (f.eks. kraft, kommunikasjon) til og fra produksjonsstyringsenheten 120. Reservoardataenheten 504, reservoarmodellenheten 506, produksjonsbaneenheten 508, fluidstrømningsenheten 510, enheten for produksjonsoptimalisering 512 og historiedataenheten 514 kan bli anvendt for å motta, samle inn og katalogisere data og/eller for å generere utmatinger, som vil bli beskrevet nærmere nedenfor.
[0032] Reservoardataenheten 504 kan innhente, manipulere, katalogisere, klassifisere og kvantifisere data vedrørende reservoaret 105 (som vist i figur 1). Reservoardataene kan være innhentet før boring, under boring, etter boring, under kompletteringsoperasjoner og/eller under produksjonstiden til brønnhullet 105. Reservoardataene kan bli sendt til produksjonsstyringsenheten 120 fra flere kilder, så som fra brønnlogging, brønntesting, produksjonshistorie for nabobrønner, operatørens kunnskap om området, seismiske data, trykkdata, temperaturdata, strømningsdata og liknende. Reservoardataene kan være innhentet fra hvilke som helst passende anordninger, verktøy eller personer rundt om på brønnstedet 100, så som loggeverktøyet 108, det seismiske bølgegenereringsverktøyet 110, den ene eller de flere mottakerne 112, den ene eller de flere fjerne kommunikasjonsanordningene 128 (som vist i figur 1), føleren 406 (som vist i figur 4A og 4B) og liknende. Reservoardataene kan være et hvilket som helst antall parametere vedrørende reservoaret 105, så som reservoarets porøsitet, permeabilitet, vertikal permeabilitet, sideveis permeabilitet, trykk, metning, fluidfrontposisjon, lengden til eksisterende og fremtidige åpne intervaller i den horisontale andelen 104 av brønnhullet 103, og liknende. Når reservoardataene har blitt katalogisert og/eller parametrisert av reservoardataenheten 504, kan en reservoarmodell bli opprettet.
[0033] Reservoarmodellenheten 506 kan anvende dataene innhentet av reservoardataenheten 504 for å bygge opp en modell av reservoaret 105. Reservoarmodellen kan ta hensyn til usikkerhet i undergrunnsgeologien. Reservoarmodellen kan også ta hensyn til flerfaseeffekter og reservoarheterogenitet i tilknytning til usikkerheten om undergrunnen. Reservoarmodellen kan videre beskrive sideveis heterogenitet og trykk-/produksjonsoppførselen til systemet 102 (som vist i figur 1). Reservoarmodellen kan bestemme posisjonen til fluidfronten som funksjon av tid og/eller som funksjon av reservoarets heterogenitet. Reservoarmodellen kan bestemme egenskaper for hver av reservoarpermeabilitetssonene 130, så som porøsitet, horisontal permeabilitet og vertikal permeabilitet. Egenskapene kan bli uttrykt ved en sannsynlighetsfordelingsfunksjon (PDF). Korrelasjonen mellom porøsitet og permeabilitet kan bli betraktet med en felles PDF. En semianalytisk simulator, eller Monte Carlo-simulering, kan bli anvendt for å frembringe flere realiseringer av reservoarmodellen.
[0034] Reservoarmodellen generert av reservoarmodellenheten 506 kan være en semianalytisk simulator, eller en Monte Carlo-simulering, for å beskrive dynamisk strømningsoppførsel inne i reservoaret 105. Den semianalytiske simulatoren kan beskrive trykket og hastighetsfeltet i reservoaret 105 som funksjon av romlig posisjon [x, y, z] i reservoaret 105 og tid t. Reservoarmodellen kan også predikere posisjonen til den vertikalt fremadgående fluidfronten 126 som funksjon av sideveis romlig posisjon x, y og tid t. Den semianalytiske simulatoren kan konvergere raskt uten utfordringer knyttet til diskretiseringen eller numeriske ustabiliteter som forekommer i endelig differansebaserte reservoarmodeller med flere millioner celler. Når reservoarmodellen er den semianalytiske simulatoren, kan reservoarmodellen således bestemme en løsning raskt og/eller hovedsakelig i sanntid for å optimalisere produksjonen fra reservoaret.
[0035] Den semianalytiske simulatoren kan for eksempel betrakte et kontinuum med volum (aj+i- aj) bd for reservoarpermeabilitetssonene 130 (som vist i figur 2). Koordinatene til kontinuumet er: [( aj, 0,0), ( aJt b, 0), (a;+1,0,0), ( aJ+ 1, b, 0), (a,-, 0, d), (a,-, b, d), (a;+1,0, d), (a;+1, b, d)\ Kontinuumet kan begynne ved tiden t=0. En fluidmengde q\(t) kan komme inn i kontinuumet ved z=0 over arealet (aj+i- aj) b og kan fortrenge de lokale fluidene slik at det er en uniform, ubevegelig fluidmetning bak den fremadgående fluidfronten 126. Den resulterende trykkforstyrrelsen kan måtte diffundere gjennom det homogene porøse mediet.
Initial- og randbetingelsene forden bevegende fronten i et rektangulært inndelt kontinuum med volum ( aN - a0} bd.
Kontinuumet er inndelt langs x-aksen, a7- < x < aj+ 1, Vj = 0,1, ..., N- 1.
* l>oyz( y>z> 0 og ^ Nyziy. z, t) er vilkårlige funksjoner av y, z og t.
Ved den stasjonære grenseflaten x = aj. Vj = 1,2, ..., N - 1: og ved y = b:
* Ijxqz( x, z, i) og ipxbzix. z, i) er vilkårlige funksjoner av x, z og t.
Ved z = 0:
og ved z = d:
^ ojit) og i^d/CO er vilkårlige funksjoner kun av t.
Ved z = zfj( x, y, t), 0 < zfj( x, y, t) < d, er den bevegende randen:
Punktkilde ved ( x0j, y0j, zoj), aj < xoj< a7+1,0 <<y>oj<<>bog zfj( x, y, i) < zoj < d. Det initielle trykket p7(x,y,,0) = cp^ x. y. z).
[0036] Den semianalytiske simulatoren kan anvende differensiallikningen for trykkutbredelse, som er gitt ved:
der: ki er den effektive permeabiliteten. Forden invaderte sonen: og for den ikke-invaderte sonen:
Le kan være den absolutte permeabiliteten. fcnvli_Sor og kro\ Sw. kan være relative permeabiliteter for vann og olje henholdsvis ved metninger 1 - Sor og SWi. SWikan være den initielle fluidmetningen og Sor kan være den ikke-reduserbare oljemetningen.
Ved den bevegende grenseflaten,
Her angir /' og u de invaderte og ikke-invaderte områdene.
[0037] Den semianalytiske simulatoren kan anvende følgende løsning for å bestemme egenskapene til det invaderte området og det ikke-invaderte området.
Det invaderte området: 0 < z < zfj( x, y, £)
Fortidlige tidspunkter, når fluidfronten fortsatt befinner seg nær brønnhullet, er trykket i det invaderte området gitt ved løsningen til ledende orden:
(Likning 8)
der pji= pji{ x, y, z, t). Settet av egenverdier fi7- er de positive røttene av
som er:
Egenverdiene fn7og fm er gitt henholdsvis ved:
Den tidsderiverte av den bevegende fronten, er gitt ved: og det fremadgående fluidet, i det fouriertransformerte rommet, er gitt ved:
Der qfy(t) er raten ved hvilket fluidet kommer inn i oljesøylen,
Vi har antatt at fluidhastigheten ved z=0 er uavhengig av x og y, dvs. at:
R<z>jiZnj. Zm. 0, t) = T V\* lV^—TT kun er en funksjon av tid. Raten ved hvilket fluidet kommer inn i oljesøylen, q7(t), ved z- 0 er ikke kjent a priori.
Dersom initialbetingelsen ( pj( x, y, z) = pjjer en konstant, reduserer likning 8 seg til:
[0038] For sene tidspunkter, etter hvert som fluidfronten beveger seg vekk fra brønnhullet, kan en finne en god iterativ tilnærming. Systemet som skal løses er gitt ved: Bj(% nj> Zm>Zij>t) ©r gitt ved likning 24 og i er en iterasjonsteller. Den generelle løsningen av likning 11 kan bestemmes eksplisitt, og er
For det invaderte området kan således løsningen som skal anvendes i iterasjonsskjemaet skrives som:
der pijt= ptjfay. z, t). For å begynne iterasjonen ved = 1 kan trykket tas fra løsningen til ledende orden.
Innsetting av randbetingelsene mellom grenseflatene ved x = a7- gir tre separate integrallikninger:
Dersom zfj( x, y, t) < Zfj^ ipcy. t), må likning 35 multipliseres med -1.
Det ikke-invaderte området: zå( x, y, i) <z<d
Differensiallikningen for trykkutbredelse i dette området er:
En mengde q;(t) av fluid blir kontinuerlig injisert ved ( xoj, yoj, zoj), CLj ^ XQj < aj+ i, 0 < y0J< b, zfj( x, y, i) < zoj< d.
Ledende orden for en horisontal linjekilde med lengde { x02j - *oi/) ' tidsdomenet er:
der Pju=Pjuix, y, z- zjj( x, y, i), i). Settet av egenverdier er de positive røttene av cos {f u ( d - zfj( fnj, $ m, t))} =0, som er
Senket indeks u angir det ikke-invaderte området zfj( Znj, $ m, t) < z < d og Pju=Pju( x, y, z- Zj,( x, y, t), t)-
Dersom initialbetingelsen ( pj( x, y, z) = reduserer likning 38 seg til:
For sene tidspunkter når fluidfronten beveger seg vekk fra brønnhullet, kan en finne en god iterativ tilnærming. Systemet som skal løses for dette tilfellet er gitt ved:
Dj(% nj> Zm>Zij>t) er gitt ved likning 42 og i er iterasjonstelleren. Den generelle løsningen av likning 48 kan bestemmes eksplisitt, og er:
For det ikke-invaderte området kan således løsningen som skal anvendes i iterasjonsskjemaet skrives som:
der<p>ujl<=>pUji( x, y, z - zfi( x, y, t), t). For å begynne iterasjonen ved i = 1, kan trykket hentes fra løsningen til ledende orden.
Innsetting for randbetingelsene for grenseflatene ved x = ajresulterer i tre separate integrallikninger:
Dersom z/7(x,y,t0) < Zfj- i(. x, y, to), må likning 53 multipliseres med -1.
Ved grenseflaten z = zfj( x, y, i) gir matching av trykkløsningene for det invaderte og det ikke-invaderte området to integrallikninger med to ukjente: trykk og fluks. Trykket og fluksen i grenseflaten bestemt fra disse likningene kan så bli anvendt i de generelle løsningene for å bestemme trykket som funksjon av x, y, z og t.
[0039] Reservoarmodellenheten 506 er her beskrevet å opprette en reservoarmodell basert på en semianalytisk simulator. Det finnes mange metoder som kan bli anvendt for å opprette reservoarmodellen, så som en endelig differansebasert reservoarmodell med flere millioner celler, og liknende. En hvilken som helst passende reservoarmodell kan derfor bli anvendt så lenge reservoarmodellen genererer flere realiseringer av reservoaret 105.
[0040] Produksjonsbaneenheten 508 kan modellere en produksjonsbane i brønnhullet 105. Produksjonsbanen kan være utstyret installert for å produsere fluidene fra brønnhullet 103 (som vist i figur 1), så som produksjonsrør, styringsanordningene 116, de ringformede strømningsstyringene 132 og liknende. Produksjonsbanemodellen kan ta hensyn til trykkfall i brønnhullet 105 som følge av brå innsnevringer og utvidelser langs fluidstrømningsbanen gjennom brønnhullet 105, for eksempel gjennom dysene og/eller ventilene i brønnhullet. Produksjonsbanemodellen kan bestemme trykkfallet ved å betrakte et hvilket som helst antall parametere vedrørende utstyret som skal installeres i brønnhullet 105. Produksjonsbanemodellen kan analysere installert utstyr og/eller predikere oppførselen til utstyr som kan være installert i brønnhullet 105. Foreksempel kan produksjonsbanemodellen bestemme fluidstrømning i brønnhullet og/eller trykkegenskaper i brønnhullet 105 basert på typen styringsanordninger 116, størrelsen til dysene 302, eller åpningen 404, antallet dyser 302 eller åpninger 404, typen skjerm 306, størrelsen til baserøret 304 og liknende. Produksjonsbanemodellen kan bestemme disse parametere før boring, under boring, under kompletteringer og/eller under produksjon. Produksjonsbanemodellen kan bli oppdatert for å optimalisere produksjonen fra brønnhullet 105. Produksjonsbaneenheten 508 kan bli anvendt sammen med enheten for produksjonsoptimalisering 512 for å bestemme den optimale brønnhullkonstruksjonen, som vil bli beskrevet nærmere nedenfor. Videre kan produksjonsbaneenheten 508 modellere produksjonsbanen basert på data mottatt fra enheten for produksjonsoptimalisering 512, som vil bli beskrevet nærmere nedenfor.
[0041] Produksjonsbanemodellen kan modellere hæl-til-tå-partiet, eller den horisontale andelen 104 av brønnhullet 103 (som vist i figur 1). Produksjonsbanemodellen kan bestå av styringsanordningene 116, et ringrom og de ringformede strømningsstyringene 132. Trykkfallet over ICD 300 kan være gitt ved: der N er tettheten av åpningene per enhet lengde i baserøret, dper diameteren til åpningen, eller dysen, p er fluidets tetthet, qj( x, t) er gjennomsnittlig radiell fluidinnstrømningsfluks i intervallet ( x02j - x01j) og Cd er utløpskoeffisienten som tar hensyn til trykkfallet som følge av brå utvidelser av og innsnevringer i fluidstrømningsbanen. Utløpskoeffisienten Cd svarende til forskjellige åpningsstørrelser og reynoldstall kan finnes fra Green, D. og R. Perry (2007). Perry' s Chemical Engineer' s Handbook. McGraw-Hill Professional. Trykkfallet langs brønnhullet 103 kan bestemmes ved å løse kontinuitets- og bevegelseslikningene. Et eksempel på en analyse som kan bli anvendt er gitt av Bachurst, J.R., J.H. Harker, J. M. Richardson og J. M. Coulson (1999). Chemical Engineering. Oxford: A Butterworth-Heinemann. I dette eksempelet kan trykkfallet langs rørlinjen, for stasjonær fluidstrømning, uttrykkes som:
di er den innvendige diameteren til brønnhullet 103, v er den aksielle fluidhastigheten og Ff er friksjonsfaktoren. Friksjonsfaktoren Ff kan være en funksjon av reynoldstallet og kan finnes fra Green, D. og R. Perry (2007). Perry' s
Chemical Engineer' s Handbook. McGraw-Hill Professional, turbulent og transitional flow regimes. For tilstrekkelig lange horisontale brønner er strømningsregimet laminært ved tåen og turbulent ved hælen og et overgangsregime imellom. Likning 56 kan løses med en enkel stegalgoritme for å finne trykket i røret, pp. Trykket ved sandflaten (overflaten av brønnhullet) er:
Videre kan en hvilken som helst passende metode bli anvendt for å frembringe produksjonsbanemodellen.
[0042] Fluidstrømningsenheten 510 kan frembringe en fluidstrømningsmodell. Fluidstrømningsmodellen kan for eksempel modellere fluidstrømningen i reservoaret 105, brønnhullet 103 og/eller grenseflaten mellom reservoaret 105 og brønnhullet 103. Fluidstrømningen i reservoaret 105 kan kobles, eller integreres, med fluidstrømningen i brønnhullet 103 gjennom kravet om kontinuitet i trykket og fluksen ved overflaten av brønnhullet 103. Disse størrelsene kan måles ved anvendelse av følere 406 i brønnhullet 103 og/eller bestemmes gjennom beregninger. For eksempel kan et sandflatetrykk bli beregnet av reservoarmodellen fra likning 33 og kan bli matchet med det beregnet i hæl-til-tå-likningen 58 i produksjonsbanemodellen for å bestemme et grenseflatetrykk. Videre kan flukskontinuitet i grenseflaten oppnås ved å matche reservoarfluksen fra reservoarmodellen med brønnhullsfluksen fra produksjonsbanemodellen. For eksempel kan fluidfluksen per enhet lengde i intervallet { x02j - *oi/) ■ brønnhullet 103 defineres av likning 42 i reservoarmodellen, og kan være gitt ved:
Fluidstrømningsenheten 510 kan generere fluidstrømningsmodellen ved samtidig (eller hovedsakelig samtidig) å løse og/eller bestemme betingelsene og/eller likningene som bestemmer fluidstrømningen i reservoaret 105, styringsanordningene 116 og/eller brønnhullet 103. Fluidstrømningsforholdene kan bli optimalisert av enheten for produksjonsoptimalisering 512 for å hindre for tidlig gjennombrudd av de uønskede fluidene.
[0043] Enheten for produksjonsoptimalisering 512 kan optimalisere systemet 102 (som vist i figur 1) for å opprettholde en hovedsakelig uniform fremadgående fluidfront 126. Enheten for produksjonsoptimalisering 512 kan samle inn data fra reservoarmodellenheten 506, produksjonsbaneenheten 508 og fluidstrømningsenheten 510 for å optimalisere objektfunksjonen for den fremadgående fluidfronten 126. Enheten for produksjonsoptimalisering 512 kan optimalisere objektfunksjonen i alle faser av levetiden til brønnstedet 100, for eksempel før boring, under boring, under komplettering og/eller under produksjon. Basert på den optimaliserte objektfunksjonen kan enheten for produksjonsoptimalisering 512 frembringe en brønnplan som optimaliserer produksjon fra reservoaret 105 under produksjonstiden til brønnstedet 100.
[0044] Før boring kan enheten for produksjonsoptimalisering 512 bli anvendt for å bestemme en optimal brønnhullkonstruksjon. Før boring kan reservoarmodellen bli konstruert basert på data tilgjengelig før boring, så som seismiske data, informasjon fra nabobrønner og/eller operatørens kunnskap om området. Når reservoarmodellen er konstruert, kan en innledende produksjonsbanemodell konstrueres ved å estimere det optimale valg av typen styringsanordninger 116, posisjoneringen av styringsanordningene 116, dyseåpningenes størrelse og posisjon, typen skjermer 306 som skal anvendes og liknende. Den estimerte optimale utformingen av produksjonsbanen kan anvende frø-verdier som kan sette i gang optimeringsprosessen, som kan bli valgt tilfeldig eller bli matet inn basert på kunnskapen til operatører og/eller ingeniører. Den estimerte optimale utformingen og den initielle reservoarmodellen kan bli anvendt for å konstruere en foreløpig fluidstrømningsmodell.
[0045] Enheten for produksjonsoptimalisering 512 kan deretter for eksempel anvende produksjonsmodellen forden estimerte optimale utformingen, den initielle reservoarmodellen og/eller den foreløpige fluidstrømningsmodellen for å optimalisere konstruksjonen av brønnhullet 103 og foreslå en produksjonsbanekonstruksjon for å optimalisere objektfunksjonen. For eksempel kan den semianalytiske simulatoren bli anvendt for å generere et større antall realiseringer for å optimalisere produksjonsbanen og/eller brønnhullet 103. Realiseringen kan betrakte sannsynlighetsfordelingsfunksjonene for undergrunnsparametrene. Hver av realiseringene, sammen med et foreslått valg av styringsanordning 116 (ICD eller FCV), kan så bli kjørt på nytt i den semianalytiske simulatoren for å danne en ny optimalisert modell. Den nye optimaliserte modellen kan innlemme en hvilken som helst kjent metode for å optimalisere objektfunksjonen. Første gang enheten for produksjonsoptimalisering 512 blir anvendt før boring, kan således den foreslåtte produksjonsbanen bli anvendt med frø-verdiene for produksjonsbanen. I etterfølgende iterasjoner kan enheten for produksjonsoptimalisering 512 anvende den nye optimaliserte modellen for å konvergere modellen og optimalisere objektfunksjonen.
[0046] Enheten for produksjonsoptimalisering 512 kan så teste for konvergenskriterier for å optimalisere objektfunksjonen. Foreksempel kan målet være å holde formen til den fremadgående fluidfronten 126 så flat som mulig. I dette eksempelet vil objektfunksjonen være en verdi som vil undertrykke nivåene av fluid som stiger gjennom de vertikale segmentene bestemt av sannsynlighetsfordelingsfunksjonene, eller reservoarpermeabilitetssonene 130A-1301 (som vist i figur 1). Enheten for produksjonsoptimalisering 512 kan således optimalisere objektfunksjonen 0 som følger:
Objektfunksjonen O kan derfor minimeres ved å variere
styringsanordningsparametrene (som beskrevet over). Opprettholdelse av en hovedsakelig flat fremadgående fluidfront 126 kan i sin tur maksimere den forventede maksimale oljeutvinningen (EUR - Expected Ultimate oil Recovery). Når enheten for produksjonsoptimalisering 512 bestemmer en foreslått produksjonsbane som minimerer objektfunksjonen til under en forhåndsspesifisert toleranse, kan enheten for produksjonsoptimalisering 512 stanse iterasjonene og foreslå en optimalisert produksjonsbane og/eller en optimalisert brønnhullbane.
[0047] Historiedataenheten 514 kan bli anvendt for å oppdatere, eller historietilpasse, modellene (reservoarmodellen, produksjonsbanemodellen og/eller fluidstrømningsbanemodellen) etter hvert som data blir innhentet under boring, komplettering og/eller produksjon av brønnstedet 100. Med de oppdaterte dataene kan enheten for produksjonsoptimalisering 512 utføre flere iterasjoner for ytterligere å optimalisere objektfunksjonen. Hver av de nye optimaliserte objektive funksjonene kan så bli innhentet av historiedataenheten 514 for å avgjøre om produksjonsbanen, eventuelle produksjonsbaneparametere og/eller brønnhullet kan modifiseres for ytterligere å optimalisere produksjonen fra brønnstedet. Historiedataenheten 514 kan så foreslå én eller flere oppdaterte produksjonsbaneparametere og/eller oppdaterte brønnhullbaner.
[0048] Historiedataenheten 514 kan anvende en teknikk kalt EnKF (Ensemble Kalman Filter). EnKF-teknikken er en stokastisk dataassimilasjonsmetode basert på en samling av realiseringer, som utvider idéen med Kalman-filteret som en måte å konkludere systemtilstand fra målinger. Denne metoden kan bli anvendt for å historietilpasse et antall realiseringer. Resultatet består av en modifisert sannsynlighetsfordelingskurve for hver usikre parameter, med mulighet for forskjellig middelverdi og redusert standardavvik.
[0049] Operatøren kan begynne boreprosessen basert på den optimaliserte produksjonsbanen og/eller den optimaliserte brønnhullbanen. Under boring og komplettering av brønnhullet 103 og produksjonsbanen kan flere reservoardata og/eller brønnhullsdata bli samlet inn av reservoardataenheten 504. De nye dataene kan bli anvendt for å generere oppdaterte reservoarmodeller, produksjonsbanemodeller og/eller fluidstrømningsmodeller som kan bli anvendt av enheten for produksjonsoptimalisering 512 som beskrevet over. Historiedataenheten 514 kan så anvende dataene vedrørende den optimaliserte objektive funksjonen for å foreslå én eller flere oppdaterte produksjonsbaner og/eller brønnhullbaner. Under boreprosessen kan dataene fra historiedataenheten 514 bli anvendt for å endre borebanen for å unngå bestemte reservoarformasjoner og/eller risikoområder. Under komplettering kan dataene fra historiedataenheten 514 bli anvendt for å endre utstyrsparametere, så som typen styringsanordninger 116 som anvendes, dysestørrelser, dyse posisjoner, skjermtyper og liknende. Etter at brønnhullet 103 er komplettert, kan lite gjøres for å endre produksjonsbaneparametrene dersom styringsanordningene er ICVer 300. Når ICVene 300 blir anvendt som styringsanordninger kan derfor produksjonsstyringsenheten 120 bli anvendt for å planlegge og komplettere brønnhullet 103.
[0050] Under produksjon av reservoaret 105 (som vist i figur 1) kan produksjonsstyringsenheten 120 bli anvendt sammen med FCV400 (som vist i figurene 4A og 4B) for å optimalisere produksjonen ytterligere. Under produksjon kan data bli samlet inn periodisk og/eller kontinuerlig fra produksjonsbanen, brønnhullet 103 og/eller reservoaret 105 ved hjelp av følerne 406 (som vist i figur 4A og 4B). Disse dataene kan bli samlet inn av reservoardataenheten 504. Med bruk av enheten for produksjonsoptimalisering 512 og historiedataenheten 514 på tilsvarende måte som beskrevet over, kan en ny produksjonsbane bli bestemt av historiedataenheten 514. For eksempel kan den nye produksjonsbanen bestemme at innstrømningen fra reservoaret 105 må reduseres ved én av FCVene 400 og/eller økes ved en annen FCV 400. Styringsenheten 118 kan da aktivere ventilene 402 i FCVene 400 for å maksimere produksjonen fra reservoaret 105 under produksjon. Dette trinnet kan bli gjentatt som ønsket gjennom hele produksjonstiden til reservoaret 105. Modelloppdateringen kan være en del av en tilbakemeldingsbasert styringssløyfe sammen med de aktiverte ventilene som kontinuerlig endrer innstillingene av FCV 400-ventilene for å styre formen til den fremadgående fluidfronten 126.
[0051] Systemet 102 kan anvende produksjonsstyringsenheten 120 for kontinuerlig modellering for å optimalisere produksjonen fra reservoaret ved å styre den fremadgående fluidfronten 126. Systemet 102 kan for eksempel bli anvendt i tre driftsmodi: 1) forovermodelleringsmodus 2) optimeringsmodus for å bestemme avstand og innstillinger for styringsanordningen 116 og 3)
historietilpasningsmodus.
[0052] Figur 6 er et flytdiagram 600 som viser en fremgangsmåte for å styre den fremadgående fluidfronten 126 i reservoaret 105. Fremgangsmåten begynner med å opprette 602 en optimalisert simuleringsmodell basert på reservoarmodellen og produksjonsbanemodellen. Fremgangsmåten fortsetter eventuelt med å motta 604 data fra brønnhullet under produksjon av reservoaret. Fremgangsmåten fortsetter eventuelt med å oppdatere 606 den optimaliserte simuleringsmodellen med data innhentet under produksjon. Fremgangsmåten fortsetter med å opprette 608 en initiell produksjonsbane basert på brønnplanen basert på den optimaliserte simuleringsmodellen og bestemme 610 en kumulativ lønnsom utvinning. Fremgangsmåten fortsetter med å optimalisere 612 produksjonsbanen ved å konvergere den initielle produksjonsbanen med en enhet for produksjonsoptimalisering. Dersom den optimaliserte produksjonsbanen ikke oppfyller en minimumobjekfunksjon, fortsetter fremgangsmåten med å foreslå 614 en annen produksjonsplan og gjenta trinn 610. Dersom den optimaliserte produksjonsbanen oppfyller en minimumobjekfunksjon, fortsetter fremgangsmåten med å konstruere 616 og/eller modifisere en produksjonsbane basert på de modellerte produksjonsbanene.
[0053] Selv om utførelsesformene er beskrevet med støtte i forskjellige utførelser og anvendelser, vil en vil forstå at disse utførelsesformene kun er eksempler og at oppfinnelsens ramme ikke er begrenset til disse. Mange variasjoner, modifikasjoner, tillegginger og forbedringer er mulig. For eksempel kan teknikkene som anvendes her bli anvendt på tvers av ett eller flere brønnsteder på ett eller flere felter med ett eller flere reservoarer.
[0054] Flere instanser kan være tilveiebragt av komponenter, operasjoner eller trinn beskrevet her som én enkelt instans. Generelt kan elementer og funksjonalitet presentert som atskilte komponenter i utførelseseksemplene realiseres som et kombinert element eller komponent. Tilsvarende kan elementer og funksjonalitet presentert som én enkelt komponent realiseres som separate komponenter. Disse og andre variasjoner, modifikasjoner, tillegginger og forbedringer er ment å falle innenfor rammen til foreliggende oppfinnelse.
Claims (20)
1. Integrert produksjonsstyringsenhet for å styre en fremadgående fluidfront i et reservoar mot et brønnhull på et brønnsted, der produksjonsstyringsenheten omfatter: en reservoarmodellenhet for å frembringe en reservoarmodell; en produksjonsbaneenhet for å frembringe en produksjonsbanemodell som bestemmer minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet under brønnhullets levetid; og en enhet for produksjonsoptimalisering for å frembringe en brønnplan som optimaliserer en funksjon på brønnstedet, der minst én av funksjonene kan være å styre en fremadgående fluidfront i reservoaret med minst én styringsanordning, og der en produksjonsbane blir konstruert basert på brønnplanen.
2. Integrert produksjonsstyringsenhet ifølge krav 1, videre omfattende en historiedataenhet for å oppdatere brønnplanen basert på data innhentet under boring.
3. Integrert produksjonsstyringsenhet ifølge krav 1, videre omfattende en historiedataenhet for å oppdatere brønnplanen basert på data innhentet under produksjon, og der den oppdaterte brønnplanen blir anvendt for å endre minst én av trykkparametrene i produksjonsbanen.
4. Integrert produksjonsstyringsenhet ifølge krav 1, der den minst ene trykkparameteren blir endret ved å aktivere en ventil i en styringsanordning i produksjonsbanen.
5. Integrert produksjonsstyringsenhet ifølge krav 1, der trykkparameteren er et trykkfall.
6. Integrert produksjonsstyringsenhet ifølge krav 1, videre omfattende en fluidstrømningsenhet for å frembringe en fluidstrømningsmodell, der fluidstrømningsmodellen kan bestemme en fluidparameter i brønnhullet ved en grenseflate mellom et reservoar og produksjonsbanen.
7. System for å styre en fremadgående fluidfront i et reservoar mot et brønnhull på et brønnsted, der systemet omfatter: en produksjonsbane dannet i brønnhullet for å produsere fluider fra reservoaret, der produksjonsbanen omfatter: et baserør for strømning av fluidene fra reservoaret; og minst én styringsanordning for å styre strømningen av fluidene fra reservoaret inn i baserøret; og en produksjonsstyringsenhet, omfattende: en reservoarmodellenhet for å frembringe en reservoarmodell; en produksjonsbaneenhet for å frembringe en
produksjonsbanemodell som bestemmer minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet under brønnhullets levetid; og en enhet for produksjonsoptimalisering for å frembringe en brønnplan som optimaliserer en funksjon på brønnstedet, der minst én av funksjonene kan være å styre en fremadgående fluidfront i reservoaret.
8. System ifølge krav 7, der produksjonsbanen videre omfatter minst én pakning anordnet i et ringrom i brønnhullet mellom baserøret og en innvendig brønnhullvegg.
9. System ifølge krav 7, der hver av nevnte minst én styringsanordning videre omfatter en skjerm for hindre at sand kommer inn i baserøret.
10. System ifølge krav 7, der hver av nevnte minst én styringsanordning videre omfatter minst én dyse som skaper en fluidstrømningsbane for strømning av fluidet inn i baserøret.
11. System ifølge krav 10, der hver av nevnte minst én styringsanordning videre omfatter minst én ventil for selektivt å endre fluidstrømningsbanens størrelse.
12. System ifølge krav 11, videre omfattende en styringsenhet for selektivt å aktivere nevnte minst én ventil.
13. System ifølge krav 12, videre omfattende minst én føler for å detektere minst én produksjonsbaneparameter under produksjon av reservoaret.
14. Fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront i et reservoar mot et brønnhull på et brønnsted, der fremgangsmåten omfatter å: tilveiebringe en produksjonsstyringsenhet, omfattende: en reservoarmodellenhet for å frembringe en reservoarmodell; en produksjonsbaneenhet for å frembringe en
produksjonsbanemodell som bestemmer minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet under brønnhullets levetid; og en enhet for produksjonsoptimalisering for å frembringe en brønnplan som optimaliserer en funksjon på brønnstedet, der minst én av funksjonene kan være å styre en fremadgående fluidfront i reservoaret; opprette en optimalisert simuleringsmodell basert på reservoarmodellen og produksjonsbanemodellen; opprette en initiell produksjonsbane basert på brønnplanen basert på den optimaliserte simuleringsmodellen; og konstruere en produksjonsbane med minst én styringsanordning basert på den initielle produksjonsbanen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, videre omfattende å optimalisere produksjonsbanen ved å konvergere den initielle produksjonsbanen med produksjonoptimeringsenheten.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 14, videre omfattende å oppdatere den optimaliserte simuleringsmodellen med data innhentet under boring.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 14, videre omfattende å avføle minst én trykkparameter vedrørende brønnhullet ved anvendelse av minst én føler under produksjon av reservoaret.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, videre omfattende å oppdatere den optimaliserte simuleringsmodellen med dataene innhentet av den minst ene føleren.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, videre omfattende å aktivere en ventil i produksjonsbanen og dermed endre den minst ene trykkparameteren i produksjonsbanen og med det styre den fremadgående fluidfronten.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, videre omfattende å oppdatere den optimaliserte simuleringsmodellen under produksjonstiden til reservoaret og med det øke reservoarets produksjonskapasitet.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/837,550 US8700371B2 (en) | 2010-07-16 | 2010-07-16 | System and method for controlling an advancing fluid front of a reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20111020A1 true NO20111020A1 (no) | 2012-01-17 |
Family
ID=45467624
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20111020A NO20111020A1 (no) | 2010-07-16 | 2011-07-13 | System og fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront for et reservoar |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8700371B2 (no) |
| NO (1) | NO20111020A1 (no) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8700371B2 (en) * | 2010-07-16 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling an advancing fluid front of a reservoir |
| WO2015017638A1 (en) | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Schlumberger Canada Limited | Sand control system and methodology |
| DE112013007286T5 (de) * | 2013-08-01 | 2016-04-14 | Landmark Graphics Corporation | Algorithmus zur optimalen ZSV-Konfiguration mithilfe eines gekoppelten Bohrloch-Lagerstätten-Modells |
| CN103455682B (zh) * | 2013-09-12 | 2019-04-26 | 西南石油大学 | 一种预测高温高压井腐蚀套管剩余寿命的方法 |
| GB2520057A (en) * | 2013-11-08 | 2015-05-13 | Maersk Olie & Gas | Method for Simulating and/or Controlling Fluid Injection |
| DE112013007601T5 (de) * | 2013-11-15 | 2016-08-18 | Landmark Graphics Corporation | Optimierung der Eigenschaften von Durchflussregulierungseinrichtungen an sowohl Produktions- als auch Injektionsbohrungen in gekoppelten Injektor-Produktions-Flüssigkeitsflutungssystemen |
| MX2016005561A (es) * | 2013-11-15 | 2016-10-26 | Landmark Graphics Corp | Optimizacion de propiedades del dispositivo de control de flujo en un pozo productor en sistemas de inundacion de liquido inyector-productor acoplados. |
| CN105900099A (zh) * | 2013-11-15 | 2016-08-24 | 界标制图有限公司 | 使用耦接式井筒-储层模型优化液体注入井的流量控制设备特性 |
| US10392905B2 (en) * | 2013-11-15 | 2019-08-27 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties for accumulated liquid injection |
| AU2013405169B2 (en) * | 2013-11-15 | 2017-06-22 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
| CA2934027C (en) * | 2014-01-24 | 2018-10-23 | Landmark Graphics Corporation | Optimized acidizing of a production well near aquifer |
| GB2506818B (en) * | 2014-02-04 | 2014-08-20 | Petroleum Experts Ltd | A method of monitoring production of a production fluid |
| MX2016010456A (es) * | 2014-02-26 | 2016-10-17 | Landmark Graphics Corp | Redes de ingenieria de produccion. |
| GB201410050D0 (en) * | 2014-06-06 | 2014-07-16 | Maersk Olie & Gas | Method of estimating well productivity along a section of a wellbore |
| US10013512B2 (en) * | 2014-08-29 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Network flow model |
| US10774638B2 (en) * | 2015-05-29 | 2020-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for characterizing and/or monitoring wormhole regimes in matrix acidizing |
| US11015424B2 (en) | 2015-12-30 | 2021-05-25 | Landmark Graphics Corporation | Geosteering based on automated well performance prediction |
| WO2017116461A1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems to identify a plurality of flood fronts at different azimuthal positions relative to a borehole |
| WO2018044997A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling hydrocarbon production |
| GB2572092A (en) | 2017-01-12 | 2019-09-18 | Halliburton Energy Services Inc | Detecting a flood front in a formation |
| US20200386073A1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface flow control for downhole operations |
| US11287788B2 (en) * | 2019-06-27 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field development optimization through direct rig equipment control |
| US11248455B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Acoustic geosteering in directional drilling |
| US11131184B1 (en) * | 2020-04-29 | 2021-09-28 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for determining a drilling hazard condition using well logs |
| US11781419B2 (en) | 2020-05-26 | 2023-10-10 | Saudi Arabian Oil Company | Instrumented mandrel for coiled tubing drilling |
| EP4158154A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Water detection for geosteering in directional drilling |
| WO2021240197A1 (en) | 2020-05-26 | 2021-12-02 | Saudi Arabian Oil Company | Geosteering in directional drilling |
| US12024985B2 (en) | 2022-03-24 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Selective inflow control device, system, and method |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4114691A (en) * | 1977-10-14 | 1978-09-19 | Texaco Inc. | Method for controlling sand in thermal recovery of oil from tar sands |
| US4114687A (en) * | 1977-10-14 | 1978-09-19 | Texaco Inc. | Systems for producing bitumen from tar sands |
| US6615917B2 (en) | 1997-07-09 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
| US6662899B2 (en) * | 2000-04-26 | 2003-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Use of autonomous moveable obstructions as seismic sources |
| US7055600B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate |
| NZ532091A (en) * | 2001-10-24 | 2005-12-23 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers |
| GB0212015D0 (en) * | 2002-05-24 | 2002-07-03 | Schlumberger Holdings | A method for monitoring fluid front movements in hydrocarbon reservoirs using different types of permanent sensors |
| US7069148B2 (en) * | 2003-11-25 | 2006-06-27 | Thambynayagam Raj Kumar Michae | Gas reservoir evaluation and assessment tool method and apparatus and program storage device |
| US7725302B2 (en) * | 2003-12-02 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system and program storage device for generating an SWPM-MDT workflow in response to a user objective and executing the workflow to produce a reservoir response model |
| US7676353B2 (en) * | 2005-12-05 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Transversely isotropic model for wellbore stability analysis in laminated formations |
| AU2007207497B8 (en) * | 2006-01-20 | 2013-05-16 | Landmark Graphics Corporation | Dynamic production system management |
| DK2192507T3 (da) * | 2006-05-24 | 2013-10-14 | Maersk Olie & Gas | Strømningssimulation i et borehul eller en rørledning |
| US8025072B2 (en) | 2006-12-21 | 2011-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Developing a flow control system for a well |
| US8744817B2 (en) * | 2007-12-21 | 2014-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method for upscaling a reservoir model using deep reading measurements |
| US8306801B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual reservoir sensor |
| US8104535B2 (en) * | 2009-08-20 | 2012-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of improving waterflood performance using barrier fractures and inflow control devices |
| US8424609B2 (en) * | 2010-03-16 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling fluid flow between formations and wellbores |
| US8700371B2 (en) * | 2010-07-16 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling an advancing fluid front of a reservoir |
| CA2762439C (en) * | 2011-12-16 | 2019-02-26 | Imperial Oil Resources Limited | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir |
| RU2488686C1 (ru) * | 2012-01-10 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления |
-
2010
- 2010-07-16 US US12/837,550 patent/US8700371B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-07-13 NO NO20111020A patent/NO20111020A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8700371B2 (en) | 2014-04-15 |
| US20120016649A1 (en) | 2012-01-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20111020A1 (no) | System og fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront for et reservoar | |
| US8527248B2 (en) | System and method for performing an adaptive drilling operation | |
| CN100402797C (zh) | 就地分析岩层参数的方法 | |
| CA2930386C (en) | Controlling a bottom hole assembly in a wellbore | |
| US10145228B2 (en) | Probabilistic methodology for real time drilling | |
| US7259688B2 (en) | Wireless reservoir production control | |
| RU2641054C2 (ru) | Управление операциями бурения ствола скважины | |
| US11639646B2 (en) | Planning a well configuration using geomechanical parameters | |
| CN105518251A (zh) | 使用随机最优控制实现的钻井自动化 | |
| WO2011119675A1 (en) | Apparatus and method for well operations | |
| CN106661938A (zh) | 自动化井筒轨迹控制 | |
| US9951601B2 (en) | Distributed real-time processing for gas lift optimization | |
| NO345482B1 (no) | Tredimensjonal modellering av boreparametere ved brønnboring på oljefelt | |
| WO2019132929A1 (en) | Systems and methods to improve directional drilling | |
| GB2577978A (en) | Tool-specific steering optimization to hit a target | |
| US20190024485A1 (en) | Methods and systems for automated cementing and liner hanging | |
| WO2018084992A1 (en) | Prediction of methane hydrate production parameters | |
| US11346195B2 (en) | Concurrent fluid injection and hydrocarbon production from a hydraulically fractured horizontal well | |
| NZ521120A (en) | Wireless petroleum well control using an electrically isolated part of the piping for passing communication signals | |
| US11428049B2 (en) | Wellbore underreaming | |
| US20240035366A1 (en) | Use of self-organizing-maps with logging-while-drilling data to delineate reservoirs in 2d and 3d well placement models | |
| Atsalos | Fishbone wells. Drilling, stimulation and productivity | |
| WO2023192611A1 (en) | Automated reservoir navigation | |
| Florence et al. | Drillers' notes | |
| Litvak | Innovative Integrated Modeling Technology |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |