NO20131134A1

NO20131134A1 - Fremgangsmåte, system, apparat og datamaskinlesbart medium for felthevingsoptimalisering ved bruk av hellingskontroll med distribuert intelligens og enkelt variabel

Info

Publication number: NO20131134A1
Application number: NO20131134A
Authority: NO
Inventors: David J Rossi
Original assignee: Logined Bv
Priority date: 2011-02-18
Filing date: 2013-08-22
Publication date: 2013-09-13
Also published as: WO2012112978A3; GB201314701D0; US20120215364A1; GB2504856A; WO2012112978A2

Abstract

En metode, databehandlingsutstyr, datamaskinlesbart lagringsmedium og system gjennnomfører feltløftoptimering ved bruk av enkeltvariabel hellingskontroll, og vanligvis ved bruk av distribuert intelligens mellom en sentral styringsenhet og individuelle brønnstyringsenheter for å gi løftoptimering for de kunstige løftmekanismene som brukes av et mangfold av brønner i et oljefelt. En oljefelthellingskontrollvariabel genereres og distribueres til de forskjellige brønnene innenfor et oljefelt for lokalisert kontroll av hver brønn med den kunstige løftmekanismen for å gi optimert oljeproduksjon over et helt oljefelt. Oljefelthellingskontrollvariabelen brukes vanligvis til å bestemme en brønnspesifikk løftparameter for hver brønn basert på en brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.

Description

METODE, SYSTEM, APPARAT OG DAT AM AS KIN LES BART MEDIUM FOR FELTLØFTOPTIMERING VED BRUK AV AV DISTRIBUERT INTELLIGENS OG

ENKELTVARIABEL HELLINGSKONTROLL

BAKGRUNN

[0001] I noen oljereservoarer er trykket inne i reservoaret utilstrekkelig til å skyve borehullvæsker til overflaten uten hjelp av en pumpe eller annen såkalt kunstig løftteknologi, slik som gassløft i brønnen. Med et gassbasert kunstig løftsystem blir ekstern gass injisert inn i spesielle gassløftventiler plassert inne i en brønn ved spesielle designdybder. Den injiserte gassen blander seg med produksjonsvæsker fra reservoaret, og den injiserte gassen reduserer trykkgradienten inne i brønnen, fra gassinjeksjonspunktet opp til overflaten. Bunnhullsvæsketrykk reduseres derved, noe som øker trykknedtrekking (trykkforskjell mellom reservoaret og bunnen av brønnen) for å øke strømningsraten for brønnvæsken.

[0002] Andre kunstige løftteknologier kan også brukes, f.eks. sentrifugalpumper, slik som elektriske nedsenkbare pumper (ESP-er) eller hulsromsfremdriftspumper (PCP-er). I noen oljereservoarer kan videre en blanding av kunstig løftteknologier brukes på forskjellige brønner.

[0003] Under den innledende designen av en gassløftr eller et annet kunstig løftsystem som skal installeres i et borehull, har det tradisjonelt vært brukt programvaremodeller til å bestemme den beste konfigurasjonen av kunstige løftmekanismer, f.eks. gassløftventiler, i en brønn, basert på kunnskap om reservoaret, brønnen og reservoarvæskene. Modeller som er begrenset til enkle brønner, tar vanligvis imidlertid ikke i betraktning effektene av andre brønner i det samme reservoaret og det har blitt funnet at brønnene koblet til det samme reservoaret vil påvirke de faktiske ratene som forekommer i hver brønn.

[0004] Det har også blitt utviklet programvaremodeller i forsøk på å optimalisere konfigurerte kunstige løftmekanismer for flere bønner koplet til det samme reservoaret på det samme oljefeltet eller overflateproduksjonsnettverket. Slike modeller, som vanligvis henvises til som matematiske overflatenettverksmodeller, tar bedre i betraktning gjensidige forhold mellom brønner og de kunstige løftmekanismene brukt i de forskjellige brønnene. Ikke desto mindre kommer slike flerbrønnsmodeller til kort. En matematisk overflatenettverksmodell er f.eks. alltid en tilnærmet verdi av virkeligheten, så de beregnede optimerte gassratene for et gassbasert kunstig løftsystem er en tilnærmet verdi av de faktiske optimale hastighetene. I tillegg må en matematisk overflatenettverksmodell vanligvis kontinuerlig rekalibreres, slik at den forblir en nøyaktig representasjon av det virkelige nettverket. Online-målinger av et produksjonsnettverk på overflaten (f.eks. virkelige målinger av trykk, temperaturer og strømningshastigheter) må ofte krysskontrolleres mot modellberegninger for å sikre at de to er konsistente. Hvis de varierer betydelig, kan en menneskelig operatør tvinges til å gripe inn for å endre den matematiske overflatenettverksmodellen for å forbedre samsvaret. I tillegg må i noen tilfeller en matematisk overflatenettverksmodell kjøres om igjen hver gang forholdene for overflatenettverket endres, dvs. hver gang tilbakestrømningstrykket ved brønnhodet endres, slik at optimertde optimerte gassløftrateverdiene endrer seg. Overflatenettverksforhold kan endre seg ofte, f.eks. i svar på øyeblikkelige endringer i innstillingene ved overflateanlegget, utstyrsstatus og -tilgjengelighet (utstyr som slås av og på), endringer i omgivelsestemperatur og ved langsommere tidsskaler, endringer i væskesammensetning slik som gass til olje-forhold og vannkutt og oppbygging av faste stoffer eller flaskehalser i overflatenettverk.

[0005] Videre er behovet for sentralisert beregning eller fastsettelse av optimale kunstige løftparametere for brønner i et overflatenettverk et annet problem som oppstår som følge av bruken av matematiske overflatenettverksmodeller. Settpunkter for gassløftverdierfor individuelle brønner beregnes ofte av en sentral styringsenhet og kommuniseres til de individuelle brønnene, hvor lukkede sløyfestyringsenheter opprettholder de ønskede settpunktene, uavhengig av feedback eller andre driftsforhold som finnes i brønnene. Som sådanne, er den sentraliserte karakteren ved modellberegningene ikke spesielt responsive til de faktiske forholdene i hver brønn.

[0006] Det er derfor et vedvarende behov i faget for en forbedret måte å optimere kunstige løftteknologier for flere brønner i etflerbrønns produksjonsnettverk på.

SAMMENDRAG

£0007] Oppfinnelsen drøfter disse og andre problemer forbundet med tidligere mothold, ved å tilveiebringe én eller flere av en metode, beregningsutstyr, datamaskinlesbart lagringsmedium og system for gjennomføring av feltløftingsoptimering ved bruk av enkeltvariabel hellingskontroll, og typisk bruke distribuert intelligens mellom en sentral styringsenhet og individuelle brønnstyringsenheter for å gi løftoptimering over hele feltet. Enkeltvariabel

hellingskontroll, i denne sammenhengen, inkorporerer genereringen og distribusjonen av en oljefelthellingskontrollvariabel til de forskjellige brønnene innenfor et oljefelt for lokalisert kontroll ved hver brønn av den kunstige løftmekanismen, for å gi optimert oljeproduksjon over et helt oljefelt. Oljefelthellingskontrollvariabelen brukes vanligvis til å fastsette en brønnspesifikk løftparameter for hver brønn basert på en brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.

[0008] I overensstemmelse med ett aspekt av oppfinnelsen, gjennomføres f.eks. feltløftoptimering ved forårsakning av at minst én brønn blant et mangfold av brønner på et oljefelt styrer en løftparameter forbundet med en kunstig løftmekanisme for brønnen i respons på en oljefelthellingskontrollvariabel, hvor oljefelthellingskontrollvariablen kan brukes til å bestemme løftparameteren basert på minst én brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0009] Realiseringer av forskjellige teknologier beskrives heretter med henvisning til de vedlagte tegningene. Det skal imidlertid forstås at de vedlagte tegningene kun illustrerer de forskjellige realiseringene som beskrives i dette dokumentet og ikke er ment å begrense omfanget av forskjellige teknologiene som beskrives i dette dokumentet.

[0010] Fig. 1A-1D illustrerer forenklede, skjematiske visninger av et oljefelt med underjordiske formasjoner hvor det befinner seg reservoarer, i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0011] Fig. 2 illustrerer en skjematisk visning, delvis i tverrsnitt, av et oljefelt med et mangfold av datainnsamlingsverktøy plassert på forskjellige steder langs oljefeltet for innsamling av data fra de underjordiske formasjonene, i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0012] Fig. 3 illustrerer et produksjonssystem for gjennomføring av én eller flere oljefeltoperasjoner, i henhold til realiseringer av forskjellige teknnologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0013] Fig. 4 illustrerer et skjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0014] Fig. 5 illustrerer en skjematisk illustrasjon av utforminger i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0015] Fig. 6 illustrerer et flytskjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0016] Fig. 7 illustrerer en skjematisk illustrasjon av utforminger i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0017] Fig. 8 illustrerer et flytskjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0018] Fig. 9 illustrerer et skjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikkere som beskrives i dette dokumentet.

[0019] Fig. 10 illustrerer et skjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0020] Fig. 11 illustrerer et skjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0021] Fig. 12 illustrerer et skjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0022] Fig. 13 illustrerer et skjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0023] Fig. 14 illustrerer et flytskjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0024] Fig. 15 illustrerer et flytskjema i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet.

[0025] Fig. 16 illustrerer et datasystem som forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet kan realiseres i.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0026] Drøftingen nedenfor er rettet mot bestemte realiseringer. Det skal forstås at omtalen nedenfor kun har til hensikt å gjøre det mulig for en person med vanlige ferdigheter i faget å lage og bruke et hvilket som helst emne definert nå eller senere av patent-"kravene", som finnes i et hvilket som helst utstedt patent i dette dokumentet.

[0027] Utforminger i samsvar med oppfinnelsener er generelt rettet mot gjennomføring av feltløftoptimering for et mangfold av brønner på et oljefelt, hvor hver brønn inkluderer en kunstig løftmekanisme, f.eks. ved ved bruk av gassløftmekanismer, sentrifugalpumper slik som elektriske nedsenkbare pumper (ESP-er) eller hulromfremdriftspumper (PCP-er), osv.

[0028] Slike utforminger bruker enkeltvariabel hellingskontroll og bruker vanligvis distribuert intelligens mellom en sentral styringsenhet og individuelle brønnstyringsenheter for å gi løftoptimering for hele feltet. I denne sammenhengen inkorporerer enkeltvariabel hellingskontrollen genereringen og distribusjonen av en hellingskontrollvariabel for hele oljefeltet til de forskjellige brønnene innenfor et oljefelt, for lokalisert kontroll ved hver brønn med den kunstige løftmekanismen for å gi optimert oljeproduksjon over et helt oljefelt.

[0029] I særdeleshet har det blitt funnet at over et sett med brønner i et oljefelt og koplet til det samme overflateproduksjonsnettverket, er hellingen til ytelsekurver for slike brønner (dvs. kurver som karakteriserer oljeproduksjon relativ til en løftparameter, slik som løftgassrate, brukt til å kontrollere en kunstig løftmekanisme) stort sett den samme ved optimale forhold, da det ellers ville være mulig, f.eks. i tilfelle av en gassløftmekanisme, å foreta tildeling av løftgass fra én brønn til en annen brønn med en større helling og slik øke oljeproduksjon for hele feltet ved bruk av den samme løftgassmengden. Bruken av én kontrollvariabel for hele oljefeltet basert på ytelsekurvehelling gjør det mulig å fastsette løftparametere, f.eks. løftgassrater eller andre parametere, som er spesifikke for forskjellige typer kunstige løftmekanismer, lokalt ved hver brønn basert på ytelsekurverspesifikke for vedkommende brønn (brønnspesifikke ytelsekurver), og særlig, basert på avledninger fra slike ytelsekurver.

[0030] En oljefelthellingskontrollvariabel kan, i dette henseende, vise til en kontrollvariabel som har kapasitet til å generere en løftparameter for en spesiell brønn basert på én eller flere ytelsekurver for en brønn, f.eks. ved matching av kontrollvariabelen til en avledet ytelsekurve forbundet med en gjeldende brønntrykkparameter, f.eks. et gjeldende

brønnhodestrømningstrykk for brønnen.

[0031] Det vil forstås at i forskjellige utforminger av oppfinnelsen, kan en oljefelthellingskontrollvariabel brukes til åbevirke at en brønn på et oljefelt kontrollerer en løftparameter forbundet med en kunstig løftmekanisme for den brønnen. Dette kan bevirkes f.eks. som et resultat av at en sentral styringsenhet eller annet datautstyr som befinner seg separat fra en brønnstyringsenhet genererer og kommuniserer oljefelthellingskontrollvariabelen til brønnstyringsenheten, gitt at kommunikasjonen av oljefelthellingskontrollvariablen vanligvis induserer brønnstyringsenheten til å bevirke den ønskede kontrollen av dens tilknyttede kunstige løftmekanisme. I tillegg kan dette bevirkes, f.eks. ved en respons i en brønnstyringsenhet som kontrollerer en kunstig løftmekanisme på enten lokal generering eller mottak av oljefelthellingskontrollvariabelenstyringsenhet.

[0032] Det vil videre forstås at tildelingen av funksjonalitet mellom en sentral styringsenhet for hele oljefeltet og én eller flere brønnstyringsenheter kan variere fra tildelingen av funksjonalitet som finnes i utformingene som spesifikt offentliggjøres i dette dokumentet. I noen utforminger kan f.eks. en sentral styringsenhet også fungere som en brønnstyringsenhet, mens i andre utforminger kan brønnstyringsenheter uavhengig beregne hellingskontrollvariabelen for hele oljefeltet. I enda andre utforminger kan en sentral styringsenhet beregne og kommunisere brønnspesifikke løftparametere til hver av brønnene, basert på oljefelthellingskontrollvariabelen. Enda andre utforminger kan tenkes, og som sådan er oppfinnelsen ikke begrenset til de bestemte utformingene som offentliggjøres i dette dokumentet.

[0033] I ett eksempel på en utforming som drøftes nedenfor, f.eks. hvor brønner på et oljefelt bruker gassløftmekanismer, slik at løftparameteren som styres er en løftgasshastighet, kan forårsaker at en brønn kontroller, kan en løftparameter inkludere, fra en sentral styringsenhets perspektiv, å fastsette en oljefelthellingskontrollvariabel ved, for hver brønn å fastsette en ytelsekurvehelling for en ytelsekurve for et bestemt brønnhode-strømningstrykk for vedkommende brønn over en rekke løftgasshastigheter, ved å kartlegge en oljeproduksjonshastighet og en løftgasshastighet mot ytelsekurvehellingen for å generere brønnspesifikk oljeproduksjonshastigheter versus helling og løftgasshastighet versus hellingskurver, summere den brønnspesifikke oljeproduksjonshasrigheten versus helling- og løftgasshastighet versus løftgasshastighet versus hellingskurver, kryssplotte oljeproduksjonshastighet for hele oljefeltet versus hellings- og løftgasshastighet versus hellingskurver for å generere en kryssplott, og fastsette hellingskontrollvariabelen for hele oljefeltet fra kryssplottet, oljeproduksjonshastighet for hele oljefeltet versus hellingskurve, løftgasshastighet for hele oljefeltet versus hellingskurve, løftgasshastighet versus hellingskurver for å optimere oljeproduksjonshastighet for hele feltet basert på minst én begrensende faktor for løftgass på feltnivå. I én eksemplatisk utforming som drøftes nedenfor i dette dokumentet, hvor f.eks. brønner i et oljefelt bruker gassløftmekanismer, slik at løftparameteren som kontrolleres er en gassløftrate, kan bevirkning av brønnkontroll av en løftparameter inkludere, fra perspektivet til den sentrale stryingsenheten, fastsetting av en oljefelthellingskontrollvariabel ved, for hver brønn, fastsetting av en ytelsekurvehelling for en ytelsekurve for et gitt brønnhodestrømningstrykk for en slik brønn over en rekkevidde av gassløftrater, kartlegging av en oljeproduksjonsrate og en gassløftrate mot ytelsekurvehellingen for å generere en brønnspesifikk oljeproduksjonsrate vs. helling og løftgassrate vs. hellingskurver, summering av den brønnspesifikke oljeproduksjonsraten vs. helling og gassløftrate vs. helling og gassløftrate vs. hellingskurver, kryssplotting av oljeproduksjonsraterfor hele oljefeltet mot oljefeltgassløftrater ved bruk av oljefeltoljeproduksjonsraten vs. helling og gassløftraten vs. hellingskurver for generering av et kryssplott, brønnspesifikk oljeproduksjonsrate vs. hellingskurver og den brønnspesifikke gassløftraten vs. hellingskurver for optimering av oljeproduksjonen over hele oljefeltet basert på i det minste én løftgassbegrensning på feltnivå.

[0034] I tillegg kan oljefelthellingskontrollvariabelen, fra perspektivet til de individuelle brønnstyringsenhetene, mottas fra den sentrale styringsenheten og brukes styringsenhetstyringsenhettil å fastslå en brønnspesifikk løftgasshastighet for en tilknyttet brønn, ved interpolering av et lagret sett med gassløftytelserskurver for den tilknyttete brønnen basert på et strømningstrykk ved et brønnhode for den tilknyttede brønnen, for å fastsette en gjeldende løftytelsekurve, numerisk differensiering av den gjeldende løftytelsekurven for å fastsette en ytelsekurvehelling ved en pluralitetet av punkter på den gjeldende løftytelsekurven og derved å generere en avledet ytelsekurve, og fastslå den brønnspesifikke løftgasshastigheten fra den avledete ytelsekurven basert på oljefelthellingskontrollvariabelen.

[0035] Andre modifikasjoner vil være åpenbare for en med vanlige ferdigheter i faget, og oppfinnelsen er derfor ikke begrenset til de spesielle utformingene som offentliggjøres i dette dokumentet.

Oljefelt operasjoner

[0036] Fig. 1A-1D illustrerer forenklede, skjematiske visninger av oljefelt 100 som har underjordisk formasjon 102 hvor et reservoar 104 befinner seg i dette, i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet. Fig. 1A illustrerer en undersøkelsesoperasjon som utføres av et undersøkelsesverktøy slik som en seismisk vogn 106.1, for måling av egenskaper ved den underjordiske formasjonen. Undersøkelsesoperasjonen er en seismisk undersøkelsesoperasjon for produksjon av lydvibrasjoiner. I fig. 1A reflekterer én slik lydvibrasjon, lydvibrasjon 112 generert av lydkilden 110, fra horisontene 114 i jordformasjonen 116. Et sett med lydvibrasjoner mottas av sensorer, slik som geofonmottakere 118, som befinner seg på jordoverflaten. Mottatte data 120 gis som innmatingsdata til en datamaskin 122.1 fra en seismisk vogn 106.1, og i svar på innmatingsdata, genererer datamaskin 122.1 seismisk utdata 124. Denne seismikkdatautmatingen kan lagres, overføres eller viderebehandles ettersom ønskelig, f.eks.ved datareduksjon.

[0037] Fig. 1B illustrerer en boreoperasjon som utføres med boreverktøy 106.2 suspendert av rigg 128 og ført frem inn i underjordiske formasjoner 102 for å lage borehull 136. Slamgraven130 brukes til å trekke boreslam inn i boreverktøyene via stømningslinjen 132 for sirkulering av slam ned gjennom boreverktøyene, deretter opp borehull 136 og tilbake til overflaten. Boreslammet filtreres vanligvis og returneres til slamtanken. Et sirkuleringssystem kan brukes til å oppbevare, kontrollere eller filtrere det strømmende boreslammet. Boreverktøyene føres frem inn i underjordiske formasjoner 102 for å nå reservoar 104. Hver brønn kan ha ett eller flere reservoarer som mål. Boreverktøyene er tilpasset for å måle nedhullegenskaper ved bruk av logging-under-boring-verktøy. Logging-under-boring-verktøy kan også tilpasses for å ta kjerneprøve 133 som vist.

[0038] Datamaskinanlegg kan plasseres på forskjellige steder rundt oljefeltet 100 (f.eks. overflateenheten 134) og/eller på fjerne steder. Overflateenhet 134 kan brukes til å kommunisere med boreverktøyene og/eller operasjoner ved eksterne anlegg, samt med andre sensorer på overflaten eller nedhulls. Overflateenhet 134 har kapasitet til å kommunisere med boreverktøyene og sende kommandoer dertil og til å motta data derfra. Overflateenhet 134 kan også samle inn data som genereres i løpet av boreoperasjonen og produsere datautmating 135 som deretter kan lagres eller overføres.

[0039] Sensorer (S), slik som målere, kan plasseres rundt i oljefelt 100 for innsamling av data i forbindelse med forskjellige oljefeltoperasjoner, som beskrevet tidligere. Som vist, er sensoren (S) plassert på ett eller flere steder i boreverktøyet og/eller på riggen 128 for å måle boreparametere, slik som vekt på borekrone, dreiemoment på borekrone, trykk, temperaturer, strømningshastigheter, sammensetninger, rotasjonshastighet og/eller andre parametere for feltoperasjonen. Sensorer (S) kan også plaseres på ett eller flere steder i sirkulasjonssystemet.

[0040] Boreverktøy 106.2 kan inkludere en bunnhullsmontasje (BHA) (ikke vist), generelt henvist til, nær borekronen (f.eks. innen flere vektrørlengder fra borekronen). Bunnhullmontasjen inkluderer kapasitet til å måle, behandle og lagre informasjon, samt kommunisere med overflateenhet 134. Bunnhullsmontasjen inkluderer videre vektrørforå utføre forskjellige andre målingsfunksjoner.

[0041] Bunnhullsmontasjen kan inkludere en undermontasje for kommunikasjon som kommuniserer med overflateenhet 134. Undermontasjen for kommunikasjon tilpasses til å sende sighaler til og motta signaler fra overflaten ved bruk av en kommunikasjonskanal, slik som slampulstelemetri, elektromagnetisk telemetri eller kablede borerørskommunikasjoner. Undermontasjen for kommunikasjon kan f.eks. inkludere en sender som genererer et signal, slik som et akustisk eller elektromagnetisk signal som er representative for de målte boreparameterene. En med ferdigheter i faget vil forstå at en rekke forskjellige telemetrisystemer kan brukes, slik som borerør med kabel, elektromagnetiske- eller andre kjente telemetrisystemer.

[0042] Vanligvis bores borehullet i henhold til en boreplan som etableres før boring. Boreplanen fastsetter vanligvis utstyr, trykk, baner og/eller andre parametere som definerer boreprosessen for brønnstedet. Boreoperasjonen kan deretter gjennomføres i henhold til boreplanen. Ettersom informasjonen samles inn, kan imidlertid boreoperasjonen måtte avvike fra boreplanen. Ettersom boring eller andre operasjoner gjennomføres, kan de underjordiske forholdene også forandre seg. Jord modellen kan behøve justering ettersom ny informasjon samles inn.

[0043] Data innsamlet av sensorer (S) kan samles inn av overflateenhet 134 og/eller andre datainnsamlingskilder for analyse eller annen behandling. Data innsamlet av sensorer (S), kan brukes alene eller kombinert med andre data. Data kan samles inn i én eller flere databaser og/eller overføres på stedet eller til en ekstern enhet. Data kan være historisk data, sanntidsdata eller kombinasjoner av disse. Sanntidsdata kan brukes i sanntid eller lagres for senerer bruk. Data kan også kombineres med historiske data eller andre innmatinger for videre analyse. Data kan lagres i separate databaser eller kombineres i en enkel database.

[0044] Overflateenheten 134 kan inkludere en sender-/mottakerenhet 137 for å gjøre mulig kommunikasjon mellom overflateenheten 134 og forskjellige deler av oljefeltet 100 eller andre steder. Overflateenheten 134 kan også leveres med eller driftskobles til én eller flere styringsenheter (ikke vist) for å aktivere mekanismer på oljefelt 100. Overflateenheten 134 kan deretter sende kommandosignaler til oljefeltet 100 i svar på mottatt data. Overflateenheten 134 kan motta kommandoer via sender-/mottakerenheten 137 eller kan selv sende kommandoer til styringsenheten. En prosessor kan tilføres for dataanalyse (lokalt eller fjernt), ta avgjørelsene og/eller aktivere styringsenheten. På denne måten kan oljefelt 100 selektivt justeres basert på de innsamlede dataene. Denne teknikken kan brukes til å optimere deler av feltoperasjonen, slik som å kontrollere boring, vekt på borekrone, pumpehastigheter eller andre parametere. Disse justeringene kan foretas basert på datamaskinprotokoll, og/eller manuelt av en operatør. I noen tilfeller kan brønnplaner justeres for å velge optimale driftsforhold eller unngå problemer.

[0045] Fig. 1C illustrerer en kabeloperasjon som utføres med kabelverktøy 106.3 suspendert med rigg 128 og inn i borehull 136 i fig. 1B. Kabelverktøyet 106.3 tilpasses utplasering i borehullet 136 for å generere brønnlogger, utføre borehullstester og/eller samle inn prøver. Kabelverktøyet 106.3 kan brukes til å gi en annen metode og apparat for å utføre en seismisk undersøkelsesoperasjon. Kabelverktøyet 106.3 kan, f.eks. ha en eksplosiv, radioaktiv, elektrisk eller akustisk energikilde 144 som sender og/eller mottar elektriske signaler til omliggende underjordiske formasjoner 102 og væsker deri.

[0046] Kabelverktøy 106.3 kan være driftskoblet til, f.eks. geofoner 118 og en datamaskin 122.1 på en seismisk vogn 106.1 av fig. 1A. Kabelverktøy 106.3 kan også levere data til overflateenheten 134. Overflateenheten 134 kan samle inn data generert i løpet av kabeloperasjonen og kan produsere utdata 135 som kan lagres eller overføres. Kabelverktøy 106.3 kan plasseres ved forskjellige dybder i borehullet 136 for å gi en survey eller annen informasjon i forbindelse med den underjordiske formasjonen 102.

[0047] Sensorer (S) slik som målere, kan plasseres rundt i oljefelt 100 for å samle inn data relatert til forskjellige feltoperasjoner, som tidligere beskrevet. Som vist, er sensor S plassert på kabelverktøy 106.3 for å måle borehullparametere relatert til f.eks. porøsitet, gjennomtrengelighet, væskesammensetning og/eller andre parametere for feltoperasjonen.

[0048] Fig. 1D illustrerer en produksjonsoperasjon som utføres med produksjonsverktøy 106.4 utplassert fra en produksjonsenhet eller et juletre 129 og inn i ferdige borehull 136 for å trekke væske fra nedhullreservoarene inn i overflateanlegget 142. Væsken strømmer fra reservoar 104 gjennom perforeringer i foringsrøret (ikke vist) og inn i produksjonsverktøyet 106.4 i borehull 136 og til overflateanlegg 142 via innsamlingsnettverk 146.

[0049] Sensorer (S) slik som måleinstumenter, kan plasseres rundt i oljefelt 100 for innsamling av data i forbindelse med forskjellige feltoperasjoner, som beskrevet tidligere. Som vist, kan sensoren (S) plasseres i produksjonsverktøy 106.4 eller tilknyttet utstyr, slik som juletre 129, innsamlingsnettverk 146, overflateanlegg 142, og/eller produksjonsanlegget, for å måle væskeparametere, slik som væskesammensetning, strømningshastigheter, trykk, temperaturer og/eller andre parametere for produksjonsoperasjoen.

[0050] Produksjonen kan også inkludere injeksjonsbrønner for ekstra gjenvinning. Ett eller flere innsamlingsanlegg kan være driftskoblettil én eller flere brønner for selektivt å samle inn borehullvæsker fra brønnstedetAstedene.

[0051] Mens fig. 1B-1D illustrerer verktøy som brukes til målingav egenskaper ved et oljefelt, vil det forstås at verktøyene kan brukes i forbindelse med ikke-oljefeltoperasjoner, slik som gassfelt, gruver, vannførende skikt, lager eller andre underjordiske fasiliteter. Selv om visse datainnsamlingsverktøy illustreres, vil det forstås at det kan brukes forskjellige måleverktøy med kapasitet til å registrere parametere, slik som seismisk toveis overføringstid, tetthet, motstandsdyktighet, produksjonshastighet, osv. ved den underjordiske formasjonen og/eller dens geologiske formasjoner. Forskjellige sensorer (S) kan plasseres langs borehullet og/eller overvåkingsverktøy for å samle inn og/eller overvåke deønskete dataene. Andre datakilder kan også leveres fra eksterne anlegg.

[0052] Feltkonfigurasjonene i fig. 1A-1D har til hensikt å gi en kort beskrivelse av et eksempel på et felt som kan brukes med oljefeltprogramvarerammeverk. En del eller hele oljefeltet 100 kan være på land, vann og/eller sjø. I tillegg, mens et enkelt felt målt på et enkelt sted illustreres, kan oljefeltprogrammer brukes med en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere oljefelt, ett eller flere behandlingsanlegg og én eller flere brønner.

[0053] Fig. 2 illustrerer en skjematisk visning, delvis i tversnitt av oljefelt 200, med datainnsamlingsverktøy 2012.1, 202.2, 202.3 og 202.4 plassert på forskjellige steder langs oljefelt 200 for innsamling av data om underjordisk formasjon 204 i henhold til realiseringer av forskjerllige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet. Datainnsamlingsverktøy 202.1-202.4 kan være de samme som henholdsvis datainnsamlingsverktøy 106.1-106.4 i fig. 1A-1D, eller andre som ikke tegnet. Som vist, genererer datainnsamlingssverktøy 202.1-202.4 henholdsvis dataplotter eller målinger 208.1-208.4. Disse dataplottene er tegnet langs oljefelt 200 for å vise data generert av de forskjellige operasjonene.

[0054] Dataplottene 208.1-208.3 er eksempler på statiske data plott som kan genereres med

henholdsvis datainnsamlingsverktøy 202.1-202.3, men det skal forstås at dataplott 208.1-208.3 også kan være dataplott som oppdateres i sanntid. Disse målingene kan analyseres for bedre å definere egenskapene til formasjonen(e) og/eller fastslå nøyaktigheten av målingene og/eller til feilkontroll. Plottene for hver av de respektive målingene, kan rettes inn og skaleres or sammenligning og verifisering av egenskapene.

[0055] Statisk dataplott 208.1 er en seismisk toveis respons over en tidsperiode. Statisk plott 208.2 er kjerneprøvedata målt fra en kjerneprøve av formasjonen 204. Kjerneprøven kan brukes til å frembringe data, slik som en tetthetsgraf, porøsiteten, gjennomtrengbarheten eller en annen fysisk egenskap ved kjerneprøven over lengden av kjernen. Tester for tetthet og viskositet kan utføres på væskene i kjernen ved varierende trykk og temperaturer. Statisk dataplott 208.3 er et loggingsspor som vanligvis gir en motstandsdyktighets- eller annen måling av formasjonen ved forskjellige dybder.

[0056] En produksjonsnedgangskurve eller diagram 208.4, er et dynamisk dataplott av væskestrømningsraten over tid. Produksjonsnedgangskurven gir vanligvis produksjonshastigheten som en funksjon av tid. Ettersom væsken strømmer gjennom borehullet, måles væskeegenskaper, slik som strømningshastigheter, trykk, sammensetning osv.

[0057] Andre data kan også samles inn, slik som historiske data, brukerinnmatinger, økonomisk informasjon og/eller andre målingsdata og andre parametere av interesse. Som beskrevet nedenfor, kan de statiske og dynamiske målingene analyseres og brukes til å generere modeller av den underjordiske formasjonen for å egenskaper ved denne. Lihnende målinger kan også brukes til å måle endringer i formasjonsaspekter over tid.

[0058] Den underjordiske strukturen 204 har et mangfold av geologiske formasjoner 206.1-206'4. Som vist, har denne strukturen flere formasjoner eller lag, inkludert et leirskiferlag 206.1, et karbonatlag 206.2, et leirskiferlag 206.3 og et sandlag 206.4. En forkastning 207 strekker seg gjennom leirskiferlaget 206.1 og karbonatlaget 206.2. De faste datainnsamlingsverktøyene er tilpasset måling og deteksjon av formasjonsegenskapene.

[0059] Mens en spesifikk underjordisk formasjon med spesifikke geologiske strukturer fremstilles, vil det forstås at oljefelt 200 kan inneholde en rekke forekjellige geologiske strukturer og/eller formasjoner, som kan være ekstremtkomplekse. På noen steder, vanligvis under vannlinjen, kan det være væske i porerommene i formasjonene. Hvert av måleutstyrene kan brukes til måling av egenskaper ved formasjonene og/eller dens geologiske trekk. Selv om hvert innsamlingsverktøy vises som å befinne seg på bestemte steder i oljefeltet 200, vil det forstås at det kan tas én eller flere målinger på ett eller flere steder over ett eller flere felt eller andre steder, for sammenligning og/eller analyse.

[0060] Data innhentet fra forskjellige kilder, slik som datainnsamlingsverktøyene datafangstverktøyene i fig. 2, kan deretter behandles og/eller evalueres. Seismikkdata vist i seismisk dataplott 208.1 innhentet fra datainnsamlingsverktøyet 202.1 brukes av en geofysiker til å fastslå forskjellige egenskaper og trekk i de underjordiske formasjonene. Kjernedataene vist i statisk plott 208.2 og/eller loggdata fra brønnlogg 208.3 brukes vanligvis av en geolog til å fastslå forskjellige egenskaper ved den underjordiske formasjonen. Produksjonsdata fra diagram 208.4 brukes vanligvis av reservoaringeniøren til å fastslå strømningskarakteristika for reservoarvæske. Data analysert av geologen, geofysikeren og reservoaringeniøren kan analyseres ved bruk av modelleringsteknikker.

[0061] Fig. 3 illustrerer et oljefelt 300 for gjennomføring av produksjonsoperasjoner i henhold til realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet. Som vist, har oljefeltet et mangfold av brønnsteder 302 driftsmessig knyttet til det sentrale behandlingsanlegget 354. Oljefeltkonfigurasjonen i fig. 3 har ikke til hensikt å begrense omfanget av oljefeltprogrammeringssystemet. Deler av eller hele oljefeltet kan være på land og/eller sjø. Selv om et enkelt oljefelt med et enkelt behandlingsanlegg og et mangfold av brønnsteder fremstilles, kan en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere oljefelt, ett eller flere behandlingsanlegg og ett eller flere brønnsteder forekomme.

[0062] Hvert brønnsted 302 har utstyr som former et borehull 336 inn i jorden. Borehullene strekker seg gjennom underjordiske formasjoner 306 inkludert reservoarer 304. Disse reservoarene 304 inneholder væsker, slik som hydrokarboner. Brønnene trekker væske fra reservoarene og sender dem videre til behandlingsanleggene via overflatenettverk 344. Overflatenettverkene 344 har rør og kontrollmekanismer for å styre væskestrømmen fra brønnstedet til behandlingsanlegget 354.

Ytelsekurver for gassløftbrønn

[0063] Hver gassløftt brønn kan tenkes som å ha én innmating (løftgass) og én utmating (produsert væske). For hver brønn, kan gassløftbrønnmodellen som ble laget i det første trinnet i designingen av gassløftfullføringen brukes til å beregne gassløftbrønnens ytelsekurver, som begrepsmessig illustrert i fig. 4 ved 400. Hver ytelsekurvegassløftbrønnytelsekurve indikerer strømningsraten for utmatet borehullproduksjonsvæske vs. strømningsraten for innmatet injisert løftgass; en ytelsekurvefamilie vil beregnes for et sett av brønnhodestrømningstrykk (dvs. overflatenettverksmottrykk som brønnen produserer). For en gitt verdi for strømningsraten for den injiserte løftgassen, vil en høyere verdi for brønnhodestrømningstrykket (høyere mottrykk) medføre en lavere strømningsrate for produksjonsvæskene i brønnen. Mer bestemt inkluderer ytelsekurvegassløftbrønnytelsekurvene en første ytelsekurve 402 som illustrerer strømningsraten for produksjonsvæske utmatet fra brønnen med et brønnhodestrømningstrykk på 50 psig, en andre ytelsekurve 404 som illustrerer strømningsraten for produksjonsvæske utmatet fra brønnen med et brønnhodestrømningstrykk på 100 psig, en tredje ytelsekurve 406 som illustrerer strømningsraten for Iproduksjonsvæske utmatet fra brønnen med et brønnhodestrømningstrykk på 150 psig og en fjerde ytelsekurve 408 som illustrerer strømningsraten for produksjonsvæske utmatet fra brønnen med et brønnhodestrømningstrykk på 200 psig.

Overflatenettverk for gass løft

[0064] På et felt omfattende N gassløftde brønner, strømmer utematingene fra de N antall brønnene inn i et produksjonsnettverk, f.eks. et overflateproduksjonsnettverk. Et eksempel på en produksjonsnettverksmodell med fire brønner ("Brønn_11", "Brønn_12", "Brønn_13" og "Brønn_14") vises i fig. 5 ved 500. Produksjonsnettverket kan inkludere en serie med overflatestrømningsledninger som samler inn væske produsert fra brønnene og samler den ved et produksjonsanlegg 502 som f.eks. kan separere olje-, vann- og gassfasene. Fordi brønnene henger sammen med hverandre gjennom produksjonsnettverket 500, kan produksjonen fra én brønn påvirke eller hindre produksjonen fra en annen brønn. Hvis en brønns produksjonsrate øker til en høy verdi, kan dette heve trykket i produksjonsnettverket 500 og medføre at produksjonen fra andre brønner i produksjonsnettverket 500 reduseres. Problemet med trykksamvirke gjennom produksjonsnettverket 500, gjør systemoptimering over hele feltet vanskeligere enn optimering av en enkelt brønn.

Online-målinger

[0065] I løpet av visse feltoperasjoner foretas det flere målinger for gassløftde brønner, og som kan gjentas ved forhåndsbestemte intervaller:

[0066] 1. Injisert løftgasstrykk og strømningsrate (som, i noen utforminger, måles daglig).

[0067] 2. Strømningsrate for produksjonsvæske fra brønnen, gass-/oljeforhold (GOR) og vannkutt (dvs, vannstrømningsraten i forhold til væskestrømningsraten, som vanligvis tas fra tid til annen i forbindelse med brønnprøver, f.eks. med noen få ukers mellomrom).

[0068] 3. Brønnhodestrømningstemperatur og trykk Pwf(som i noen utforminger måles daglig).

[0069] 4. Statisk reservoartrykk (som kan måles hver time, daglig eller ukentlig fra trykkovergangsanalyse av avstengningstrykkdata for brønnen).

[0070] I noen eller alle utforminger, brukes disse målingene til å bestemme hvordan å styre et produksjonsnettverk 500 for å oppnå et bestemt produksjonsmål.

Optimering av gassløftbrønner for hele feltet med systembegrensende faktorer

[0071] I noen utforminger brukes gassløftbrønnytelsekurver 402-408 for en brønn (fig. 4) til beregning av det optimale driftspunktet for vedkommende brønn. Når gassforsyningen er ubegrenset, er vanligvis et optimalt driftspunkt for en brønn ved maksimumsverdien av kurven for det gjeldende rørhodetrykket (som selv avhenger av produksjonen fra nabobrønner p.g.a. virkningene av nettverksmottrykk). I det mer generelle tilfellet hvor løftgassforsyning er begrenset, kan et optimeringsproblem løses ved beregning av mengden av løftgass som skal injiseres inn i hver gassløftt brønn for å maksimere den totale oljeproduksjonen fra feltet. Fig. 6, er et flytskjema 600 som illustrerer en metode for fastsetting av løftgassmengden som skal injiseres inn i en gassløftt brønn for å maksimere den totale oljeproduksjonen fra et felt.

[0072] I noen utforminger er den samlede gassmengden som er tilgjengelig fra gassanleggene for løft for hele feltet, begrenset til å være ikke mer enn noen maksimale mengder Lmax. Dette kan reflektere, f.eks. utstyrsbegrensninger ved gasseparasjon eller gasskompresjon. Hvis det er N gassløftde brønner på feltet, kan den følgende notasjonen brukes:

/„ betegner gassløftraten inn i brønn n= 1, 2 ..., N

qnfln) betegner oljeproduksjonsraten fra brønn n= 1, 2 N

[0073] Merk at i den siste linjen er oljeproduksjonsraten for brønnen n en funksjon av gassløftraten for brønn n. Spesielt er oljeproduksjonsraten gitt ved brønnoljekutt multiplisert med brønnvæskerate, hvor brønnvæskeraten er en funksjon av gassløftinjeksjonsraten for brønnen gjennom den riktige gassløftbrønnytelsekurven ved brønnhodestrømningstrykk som illustrert i fig. 4.

[0074] Når man kjenner gassytelsekurveløftytelsekurvene for hver brønn og den samlede tilgjengelige injeksjonsgassen Lmax, leveres et sett med mulige kandidater for brønngassløftratene qnsom maksimerer oljefeltproduksjonsraten ved løsningen av det følgende optimeringsproblemet: underlagt begrensningen

[0075] For å vende tilbake til fig. 6, initialiseres optimeringsberegningen ved å at det foretas en måling av brønnhodestrømningstrykket for hver brønn (blokk 602). Denne verdien brukes til identifisering og valg av hvilken brønnytelsekurve (fra familen av kurver illustrert i fig. 4 som ved 402-408) som tilsvarer den gjeldende brønntilstanden (blokk 604). I noen utforminger, når en kurve ikke er tilgjengelig for den spesielle verdien for det målte brønnhodetrykket, beregnes en kurve ved interpolering fra de to kurvene nærmest den målte verdien ved blokk 604). I respons på valg, identifisering eller beregning av en brønnløftytelsekurve, løses optimeringsproblemet på feltnivå i ligning 1a-b (blokk 606) med hensyn til brønn-, overflatenettverk- og anleggsutstyrsbegrensninger (blokk 608), som resulterer i et sett mulige, anbefalte strømningsrater for løftgassen /„ for brønnene, samt mulige produksjonsraterfor oljebrønnen qn( ln) (blokk 610). I alternative trinn (ikke vist), kan en overflatenettverksmodell med de identifiserte mulige verdiene kjøres og et predikert brønnhodestrømningstrykk for hver brønn kan fastsettes.

[0076] Det bemerkes at de mulige verdiene identifisert i blokk 606 kanskje ikke er optimerte rater. Dette er kommer av nettverksmottrykkinterferenseffektene henvist til tidligere. Når mulige oljeproduksjonsrater (f.eks. de trefasete strømningsratene) brukes som grensebetingelse i overflatenettverksmodellen illustrert i fig. 5, kan de beregnedebrønnhodestrømningstrykkene være forskjellige fra den målte Pwffor hver brønn. I dette tilfellet, dikteres løftytelsen for brønnen av en løftytelsekurve som er forskjellig fra den som ble antatt, slik at det kan være nødvendig å gjenta prosessen, hvilket vil si at hvis målt Pwfhar endret seg ("Ja"-gren i beslutningsblokken 612), går prosessen tilbake til blokk 604. Skulle imidlertid den målte ikke ha forandret seg

("Nei"-gren i beslutningsblokken 612), går prosessen tilbake til blokk 612. Ettersom tiden går og det tas nye målinger av brønnhodestrømningstrykk Pwf, kan gassløftoptimeringsprosessen i fig. 6 løses gentatte ganger, slik at de optimale gassløftratene fastsettes på nytt etterhvert som det underliggende systemet og driftsforhold endrer seg eller i respons på en annen forhåndsbestemt tilstand, slik som forløpt tid eller utløp av et tidsur.

Overvåking og kontroll av distribuert gassløft

[0077] I noen utforminger inkluderer feltnivåoptimeringsprosessen følgende trinn: (1) Målingssensorer ved hver brønn registrerer de gjeldende forholdene, spesielt brønnhodestrømningstrykk P^, og disse dataene sendes til en sentral prosessor, som kan plasseres hvor som helst, men befinner seg vanligvis enten på et felt eller kontor, eller begge deler. Hvilken som helst metode for overføring av data fra brønnstedet til sentralenheten kan brukes og kan inkludere kablede eller trådløse metoder, slik som radioer, satellitt, mobiltelefon, trådløse datamaskinnettverk, kobberkabel eller fiberoptikkabler. Ofte brukes et SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition)-system for gjennomføring av denne oppgaven. (2) Optimeringsprosessen i fig. 6 gennomføres ved sentralenheten, for å identifisere settet med N optimerte brønngassløftrater: (3) De optimerte gassløftratene sendes til brønnstedet, ofte ved bruk av det samme SCADA- og telemetrisystemet som ble brukt for målingene. Ved hvert fjærntliggende brønnsted, foretar et egnet styringssystem innstilling og vedlikehold av løftgassstrøminingsraten ved den ønskede verdien.

[0078] Individuelle brønner kan også være utstyrt med et distribuert styrings (Distributed Control System, DCS)-system, slik som det som er illustrrert i avsnittet 710 (merket med de stiplete linjene) for løftgassstrømningskontrollinjen 700 i fig. 7. For kontroll av løftgasstemperaturen, foretas en måling av løftgasstemperaturen, trykket og trykkfallet på tvers av en åpning, AP, som kan brukes i en industristandard AGA-beregning for fastsetting av gassløftstrømningsraten for brønnen. Via en elektrisk aktivator eller en motorisert automatisk strupeventil eller ventil, kan systemet kontinuerlig regulere gassløftstrømningsraten for å opprettholde raten ved de ønskede brønnratesettpunktene gitt i ligning 2 (dette kan henvises til som lukket-sløyfe settpunkttstyringsteknologi).

[0079] Fig. 8 illustrerer et system 800 som gjennomfører løftoptimering for hele feltet ved bruk av en utforming av tilgjengelige metoder. En sentral styringsenhet 802 kan ha tilgang til alle de individuelle brønngassløftytelsekurvene, samt overflatenettverkets matematiske simuleringsmodell. Den sentrale styringsenheten 802 kan også ha kunnskap om alle relevante begrensende faktorer på brønn-, nettverks- og anleggsnivå. Den sentrale styringsenheten 802 kjører i noen utforminger en stor koblet simuleringsmodell (brønner pluss overflatenettverk), for å fastsette det optimerte settett med gassløftstrømningsrater som maksimerer produksjonen samtidig som det tilfredsstiller de forskjellige begrensende faktorene for systemet 800. Disse optimerte gassløftstrømningsratene sendes til brønnstyringsenhetene 804a-g for hver respektiv brønn og brukes av de respektive styringsenheter 804-a-g med en lukket-sløyfe settpunktstyringsenhet for innstilling og vedlikehold av gassløftraten for hver respektiv brønn ved deres optimale verdi. I én utforming gjentas prosessen ettersom tiden går og systemet forandrer seg (f.eks. Pwffor hver brønn), for vedlikehold av en optimal tilstand for systemet 800. Som sådan, kan en tilnærming i overensstemmelse med utforminger av oppfinnelsen brukes til optimering av feltdistribusjonen for tilgjengelig løftgass for slik å administrere ytelsen fra store oljefelt.

Feltoptimalisering ved bruk av distribuert intelligens og enkeltvariabel kontroll

[0080] Som nevnt ovenfor, kan en optimeringsløsning bruke sentralisert modellering av brønnadferd og kan avhenge av beregningen av en matematisk modell for overflatenettverket, for å kunne beregne trykkinteraksjoner blant brønnene i nettverket. Dette kan representere visse driftsmessige utfordringer: 1. Den matematiske nettverksmodellen er en tilnærming til virkeligheten, slik at de beregnede optimerte løftgassratene er en tilnærming til de faktiske optimale ratene; 2. Det kan være nødvendig å foreta kontinuerlig rekalibrering av den matematiske nettverksmodellen, slik at den forblir en nøyaktig representasjon av det faktiske nettverket. I én utførelse kryssjekkes onlinemålinger av overflatenettverket (f.eks. faktiske målinger av trykk, temperaturer og strømningsrater) mot modellberegningene for å sikre at de to er konsistente. Hvis de er betydelig forskjellige, kan en menneskelig operatør gripe inn for å endre overflatenettverkets matematiske modell og slik forbedre samsvaret;

3. I én utforming må den matematiske nettverksmodellen kjøres på nytt hver gang betingelsene i overflatenettverket forandrer seg, dvs. hver gang

brønnhodestrømningsmottrykket forandrer seg, slik at de optimale

løftgassrateverdiene forandrer seg. Overflatenettverkesforhold kan forandre seg ofte, f.eks. i svar på umiddelbare endringer i overflatefasilitetsinnstillingene, utstyrsstatus og tilgjengelighet (utstyr som slås av og på), endringer i omgivelsestemperatur og, ved langsommere tidsskalaer, endringer i væskesammensetningen, slik som gass-/oljeforhold og vannkutt og oppbygging av faste stoffer eller flaskehalser i overflatenettverket.

[0081] Offentliggjøringen i dette dokumentet foreslår metoder for løsning av gassløftoptimeringsproblemer for hele oljefelt, ved bruk av en tilnærming som inkluderer systembegrensende faktorer og overflatenettverks- trykkinterferensvirkninger, men som kan gjøre dette uten å måtte berenge en matematisk overflatenettverksmodell. Dette betyr at ettersom overflatenettverket forandrer seg fra dag til dag på grunn av endringer i temperatur, utstyrskoplinger, endringer i rørarmatur osv., er det vanligvis ikke behov for å endre eller kalibrere en matematisk modell for overflatenettverket. Noen utforminger i overensstemmelse med oppfinnelsen, inkluderer videre en metode som løser A/-brønnproblemet ved bruk av en desentralisert eller distribuert beregning, hvor hver av /V-brønnene løser en del av hele problemet. Dette gjør det mulig å plassere stadig billigere og kraftigere datamaskiner ved hver brønn for effektivt å optimere det begrensede ressurstildelingsproblemet for hele feltet ved bruk av desentralisert, parallell behandling.

[0082] Det som følger er en beskrivelse av et system som løser optimeringsproblemet i ligning 1a-b. dvs., det maksimerer feltoljeproduksjonhastigheten under forutsetning av en begrensende faktor for tilgjengelig løftgass. Som er tilfellet med konvensjonelle sentraliserte optimeringsprosedyrer som bruker en matematisk nettverksmodell, kan modellen offentliggjort her bli utvidet til å håndtere ytterligere begrensende faktor på brønn- nivået (f.eks. maksimal nedtrekking eller minimalt brønnstrømningstrykk for å unngå å falle under boblepunktet eller forårsake andre uønskete produksjons- eller reservoarproblemer, grenser for maksimal brønnhodetemperatur, osv.) og ved feltnivå (f.eks. maksimal vann- eller gassproduksjonshastighet som kan bli håndtert av overflatefasilitetene). Men for å forenkle omtalen, begynner den følgende beskrivelsen med å overveie bare en enkel begrensende faktor på feltnivå på tilgjengelig løftgass.

Samsvarte ytelsekurvehellinger ved optimale forhold

[0083] En kjent funksjon av løsningen av optimeringsproblemet i ligning 1a-b er at over settet av brønner som strømmer løftgass, har de optimerte sett av brønnløfthastigheter oppnådd i ligning 2 alle den samme verdien av ytelsekurvehelling S, dvs.

[0084] Hvis dette ikke er tilfellet, og to eller flere brønner har forskjellige verdier for kurvehelling, er det mulig å gjentildele løftgass fra en brønn (som har mindre helling) til en annen brønn (som har større helling) og øke oljeproduksjonen for hele feltet ved å bruke den samme mengde av løftgass.

[0085] Fig. 9 illustrerer brønnløftytelsekurvene for seks brønner som produserer inn i en felles overflatefasilitet, med kjente målte brønnhodestrømningstrykk. Spesielt indikerer det venstre

panel 902 væs/cehastighet for brønn versus løftgasshastighet for hver brønn. Det høyre panelet 904 indikerer imidlertid o/y'ehastighetenqfn versus løftgassraten /n for hver brønn, n = 1 6. Merk at væskerater strekker seg fra 400 til 1100 stb/ d, mens oljerater strekker seg fra 50 til 520 stb/ d\ to av brønnene har markert lavere oljekutt en de andre fire brønnene.

[0086] Den fjerde kurven fra toppen i det høyre panelet i fig. 9 blir gjenplottet i fig. 10 (oljeraten mellom 355 og 387 stb/ d; denne brønnen blir henvist til som "brønn 4") som ved 1000. Ved å numerisk differensiere denne kurven, blir ytelsekurvehellingen S fastsatt på hvert punkt langs kurven.

[0087] Fig. 11 illustrerer oljeraten qnsom ved 1102 og løftgassraten /„ som 1104 versus beregnet helling S for brønn 4 som ved 1200 som også kan bli henvist til her som brønnspesifikk oljeproduksjonsrate versus helling og løftgassrate. Fig. 12 er resultatet av å summere disse to kurvetypene (olje- og løftgass versus helling) over alle seks brønner som ved 1200, som også kan bli henvist til her som brønnspesifikk oljeproduksjonshastighet for hele feltet versus helling og løftgassrate versus hellingskurver.

[0088] Fig. 13 er et kryssplott av data i de to panelene i fig. 12, dvs. den optimerte oljeproduksjonsraten for hele feltet Q versus løftgassraten for hele feltet L, som ved 1300. Det bør merkes at denne kurven kan ikke bli oppnådd ved ganske enkelt å summere brønnytelsekurver. Data fra forskjellige brønnytelsekurver kan bare bli kombinert hvis de korresponderer til den samme optimeringsløsningen, dvs. de har den samme ytelsekurvehellingen S.

[0089] Etter at dette settet med tall er tilgjengelig, og man kjenner brønnhodestrømningstrykket Pwf ved hver brønn, kan optimeringsløsningen for hele feltet bli direkte fastslått. For eksempel, anta at den totale tilgjengelige løftgassen er 900 mscf/ d. Den optimale feltoljeproduksjonsraten Q fra fig. 13 er 1930 stb/ d. Fra det høyre panelet 1202 i fig. 12, skaffer en total tilgjengelig løftgass på 900 mscf/ d den optimale hellingen S<*>= 0, 38. Fra fig. 11 for brønn 4 korresponderer den optimale hellingen S<*>= 0, 38 til en optimal løftgassrate /<*>- 137 mscf/ d og en optimal oljerate g<*>= 137 stb/ d; denne prosessen kan bli gjentatt for hver brønn for å komme frem til de seks kandidater for optimale løftgassrater og brønnoljerater. Disse seks kandidatene for optimale gassrater og brønnoljerater likner på rater utmatet av blokk 606 i fig. 6. Disse kandidatene for brønnoljeproduksjonsrater kan deretter bli behandlet som hastighetsgrenseforhold i beregningen av den matematiske overflatenettverksmodellen; denne modellen blir beregnet for å fastslå de seks brønnhodestrøminngstrykk P^. Disse beregnete verdiene kan bli sammenliknet med de opprinnelige Forverdiene, og hvis de er betydelig forskjellige, kan en ny gassløftytelsekurve bli beregnet, og prosedyren gjentatt inntil P^rverdiene slutter å forandre seg.

[0090] Et eksempel på en metode konsistent med oppfinnelsen, som ved 1500 og som illustrert i fig. 15, bruker en sentral styringsenhet 1502 koplet til et mangfold av fjerne brønnhodeløftgass-styringsenheter, også henvist til her som brønnstyringsenheter 1504a-f. Metoden inkluderer: 1. Installere på brønnstyringsenheten 1504a-f på hver brønn settet med brønnløftytelsekurver (1506) for vedkommende brønn;

2. Bruke den felles hellingsvariabelen Ssom oljefelthellingskontrollvariabel

mellom den sentrale styringsenheten 1502 og brønnstyringsenheten 1504a-f ved hver brønn;

3. Bruke det virkelige fysiske overflatenettverket (heller enn å kjøre en sentralisert

nettverks programvaremodell) for å fastsette nettverkstrykk samhandlinger mellom brønner; 4. Hver brønnstyringsenhet 1504a-f utfører lokal lukket-sløyfe settpunktkontroll (se fig. 14) for å opprettholde brønngassløftytelsen på et punkt hvor løftytelsekurvehellingen

samsvarer med kontrollvariabelverdien; brønnkontrollenheten forstetter å opprettholde hellingen ved settpunktverdien ettersom brønnhodestrømningstrykket P^ varierer p.g.a. mulige nettverkstrykksamhandlinger. Ettersom P^varierer, kan en annen brønnytelsekurve bli brukt, som igjen kan kreve at løftgassraten blir endret en smule for å opprettholde settpunktet ved den ønskede verdien for ytelsekurvehellingen.

[0091] Fig. 14 illustreret et eksempel på optimeringskontrollprosess 1400 ved hver brønn. For å begynne, mottar hver av brønnstedsstyringsentene det samme kontrollsignalet S<*>

(enkelvariabel hellingskontroll) sendt fra den sentrale styringsenheten (blokk 1402). I blokk 1404 måler brønnhodestyringsenheten det gjeldende brønnhodestrømningstrykket Pwfog bruker løftytelsekurven ( q versus /) (blokk 1406). Disse kurvene er numerisk differensiert for å oppnå ytelsekurvehellingen S på hvert punkt langs kurven og fra dette komme frem til avledete ytelsekurver l( S) og q( S) (blokk 1408). Alternativt kan de avledete kurvene bli lagret direkte og interpolert. I blokk 1410 blir den ønskede løftgassraten fastslått som /new = l(S<*>), og i blokk 1412 blir brønnløftgass innstilt til å strømme ved raten lngw. Brønnhodestrømningstrykket Pwfblir overvåket. Dette kan variere p.g.a. det faktum at alle brønnene i nettverket samtidig justerer sine egne løftgasstrømningsrater, og brønntrykkene samhandler gjennom nettverket. Fordi alle brønnene på feltet justerer sine injeksjonsrater for løftgass samtidig, for å unngå risikoen for ustabilitet i hele systemet, kan det være nødvendig å introdusere grenser for hvor stor endring hver styringsenhet kan gjøre på ett tidspunkt, eller hvor raskt etterfølgende endringer kan bli gjort av hver brønnhodestyringsenhet. Etter at strømningstrykket P^ for brønnhodet stabiliserer seg, blir verdien fastsatt (blokk 1414) og deretter sammenlignet med verdien av P^ ved starten av syklusen (blokk 1416). Hvis de er betydelig forskjellige, kan prosedyren bli gjentatt inntil P^ikke forandrer seg betydelig fra én syklus til den neste, ved å returnere kontroll til blokk 1406.

Etter at endringen er minimal, blir informasjon deretter sendt fra brønnen til den sentrale styringsenheten (blokk 1418), inkludert de stabiliserte verdiene for strømningsrate for løftgass /„, oljehastighet qnog strømningstrykk for brønnhode P^.

[0092] Fig. 15 illustrerer et eksempel på drift av den sentrale styringsenheten 1502 og dens samhandling med hver av styringsenhetene 1504a-f på brønnstedet. Den sentrale styringsenheten er ansvarlig for å velge den egnede verdien for enkelvariabel hellingskontroll S<*>for hele feltet (blokk 1508) for å opprettholde strømningsraten for samlet gassløft ved eller like under den tilgjengelige forsyningsverdien LMAXfor løftgass (blokk 1510). Som vist i fig. 15, mottar den sentrale styringsenheten, i løpet av hver syklus, brønnproduksjonsdata fra hver av brønnstyringsenhetene, f.eks. en løftparameter slik som løftgassen som blir brukt (/„), en brønnproduksjonsparameter slik som den gjeldende produserte oljerate (qf„) og en brønntrykksparameter slik som det gjeldende strømningstrykk Pwf ved brønnhodet (blokk 1512). Løftgassbruken L for hele feltet blir oppnådd ved å summere løftgasshastigheten /„ for brønnen og oljeproduksjonshastigheten Q for hele feltet blir oppnådd ved å summere brønnoljehastighetene qn(blokk 1514). Hvis L er under Lmax(blokk 1516) er det ekstra ubrukt løftgasskapasitet, slik at den sentrale styringsenheten vil minske enkelvariabel hellingskontrollen til en ny verdi S<*>og sende den til hver brønn (blokk 1518). Etter at den summerte verdien L er svært nær til den begrensende verdi LMAX, har feltoljeproduksjonen blitt optimert med hensyn til den begrensende faktor av tilgjengelig løftgass. Prosessen blir gjentatt for å opprettholde feltsystemet ved et optimert forhold.

[0093] Fig. 15 indikerer at hver brønnstyringsenhet har tilgjengelig visse brønnivåopplysninger om begrensende faktorer (blokk 1520). Dette kan f.eks. inkludere begrensninger slik som maksimale produksjonsrater for brønnen (væske, olje, vann eller gass), minimums strømningstrykk i bunnhull, maksimum væskevelositet (erosjonsvirkninger) og/eller maksimum brønnhodetemperatur. Når denne informasjonen er tilgjengelig, kan prosessen til brønnstyringsenheten i fig. 14 lett bli utvidet til å håndtere disse begrensende faktorer. Spesielt kan, i trinnet hvor den nye strømningsraten /se,for løftgass blir kalkulert (blokk 1410), et ekstra trinn bli lagt inn for å beregne den korresponderende oljeproduksjonsraten q( lset). Kunnskap om oljeraten og gass-/oljeforhold og vannkutt er tilstrekkelig for å avgjøre væskestrømningsraten, samt vann- og gassstrømningsratene. Ytterligere informasjon om termal-hydraulisk modellering (f.eks. ved å kjøre en PIPESIM-brønnmodell på den sentrale styringsenheten og en gang i blant sende et sett med responskurver) kan bli oppbevart på brønnstyringsenheten for å la løftstrømningsraten /set bli relatert til forvente strømningstrykk i brønnen, væskevelositet og brønnhodetemperatur. Etter at brønnstyringsenheten er klar over disse verdiene, kan logikk bli implementert lokalt på hver brønnstyringsenhet for å avgjøre løftgassraten /æ, som respekterer alle begrensende faktorer på brønn-nivået; slik verdi kan være lavere enn verdien fastsatt med prosessen vist i fig. 14 som bare tar i betraktning løftgassforsyning. Når en hvilket som helst begrensende faktor aktivt begrenser produksjonen fra en hvilken som helst brønn, kan vedkommende brønnstyringsenhet sende denne informasjonen til den sentrale styringsenheten. På det sentrale styringsenhets nivå, vil optimering fortsette som tidligere beskrevet i fig. 15.

[0094] Fig. 15 indikerer et sett med informasjon ( S*, ln, qn, PJ) som strømmer mellom den sentrale styringsenheten og brønnstyringsenheten på periodevis basis, f.eks. med få minutters mellomrom. Annen informasjon (ikke illustrert i fig. 15) kan bli kommunisert sjeldnere, inkludert: 1. Begrensende faktorer på brønnivå slik som maksimum produksjonsrater (væske, olje, vann eller gass), minimum strømningstrykk i bunnhull og/eller maksimum brønnhodetemperatur; 2. Produserte væskeattributter slik som gass/væskeforhold og vannkutt;

3. Ytelsekurver for gassløft i brønnen (qfversus I) for forskjellige verdier av P^.

[0095] Denne informasjonen varierer vanligvis mye langsommere enn ln, qn, P^og S<*>, og kan derfor bli kommunisert mellom den sentale styringsenheten og brønnstyringsenhetene på en mye sjeldnere basis, f.eks. bare en gang i blant når det forekommer endringer. I løpet av vanlig oljefeltpraksis blir en brønn satt på produksjoinsbrønntesting for å måle de individuelle strømningsratene for olje, vann og gass for brønnen; dette kan bli gjort hver 10. til 30. dag per brønn. Data fra brønntesten kan brukes til å verifisere kvaliteten av informasjonen lagret i brønnstyringsenheten, slik som vannkutt og gass/oljeforhold. I tillegg kan oljeraten i brønntesten bli sammenlignet med oljeraten qnnylig rapportert av brønnstyringsenheten. Hvis de er betydelig forskjellige, kan dette indikere inkonsistens i brønnmodellen lagret i brønnstyringsenheten, spesielt ytelsekurvene til gassløft i brønnen. I dette tilfellet, kan den sentrale styringsenheten bli instruert til å beregne et nytt sett med ytelsekurver for gassløft (muligens med menneskelig inngrep) som blir sendt tilbake til brønnstyringsenheten.

[0096] Fig. 15 indikerer at den sentrale styringsenheten mottar verdien av grensen for maksimalt tilgjengelig løftgass LMAX(blokk 1510). Potensielt kan andre nettverks- og fasilitetsbegrensninger bli inkludert, f.eks.: Den maksimale raten for produksjonsvann som kan bli håndtert av overflatefasiliteter

Den maksimale raten for produksjonsgass som kan bli håndtert av

overflatefasilitetene

Den maksimale produksjonsraten for andre bestanddeler slik som H2S-

rate, hydrater eller kondensater.

[0097] Utførelsene som beskrives i dette dokumentet kan bli utvidet til å håndtere disse ekstra begrensende faktorer, siden hver brønnstyringsenhet sender den individuelle produksjonsraten qnfor brønnen til den sentrale styringsenheten, og den sentrale styringsenheten har kunnskap om gass/oljeforholdet og vannkutt for hver brønn, slik at væskeproduksjonsraten, vannrate og gassrate kan bli fastslått for hver brønn og summert. På samme måte, hvis det blir gitt informasjon om H2S, hydrat- og kondensatnivåer i hver brønn, kan strømningsrater også bli fastslått på feltnivå for disse kvantiteter. Kunnskap om noen eller alle av disse kvantitetene på feltnivå kan skaffe en basis for den sentrale styringsenheten til å ta dem i betraktning i optimering av den totale feltytelsen. I noen utforminger kan å optimere feltytelse når begrensende faktorer på feltnivå kreve at brønner blir innestengt (stengt), som omtalt i nærmere detaljer nedenfor.

Stenge brønner med lav ytelse for å optimere feltytelse

[0098] Som beskrevet i tidligere avsnitt, kan enkelvariabel hellingskontroll brukes til å oppnå et forhold hvor alle de aktivt strømmende brønnene på et felt strømmer under forhold som optimerer samlet feltytelse. Nemlig, hver strømmende brønn n = 1 ..., N driver ved den samme verdi av ytelseshelling for gassløft S<*>= S„ = 5qnl5\ n som uttrykker den marginale returhastigheten for hver brønn (inkrementell olje produsert per ekstra enhet av inkrementell løftgass). Optimeringsalgoritmen samsvarer med den marginale ytelsen til hver brønn som strømmer, men tar ikke i betraktning fordelen av å stenge visse brønner som har dårlig absolutt ytelse (oljeproduksjonsratet for brønn dividert med løftgassrate for brønn). Ved optimerte forhold kan den absolutte ytelsen qr/ ln for mange brønner på feltet variere sterkt. For eksempel vil en brønn med høyt vannkutt vanligvis kreve en stor mengde løftgass for å løfte brønnens produksjon som stort sett er vann; denne brønnen avkaster en liten oljerate og har derfor en liten verdi av qf,//n, selv om den marginale avkastningen uttrykt som ytelseshelling S„ = S<*>er den samme som hver annen strømmende brønn hvor feltet blir optimert som beskrevet tidligere.

[0099] Overvei problemet med å optimere feltoljeraten på feltnivå begrenset av den totale tilgjengelige løftgass Lmax. Etter at enkelvariabel hellingskontrollalgoritmen har optimert settet av strømmende brønner, overvei/"- brønnen som en kandidat for lukking for å forbedre feltytelsen. Ved A/-brønnens optimale punkt er løftgassraten inn i brønn jI<*.>Ved å lukke brønn j, kan mengden av gass I<*>bli gjentildelt til N- 1 gjenværende strømmende brønner, hvor de optimerte ratene over AM-brønnene blir fastslått ved å bruke enkelvariabel hellingskontrolloptimering. Spørsmålet som skal adresseres er om den optimerte N- 1 brønnkonfigurasjonen gir mer nettoolje sammenlignet med den opprinnelige N brønnkonfigurasjonen eller ikke.

[00100] I begge tilfeller vil den totale løftgassen være ved den tilgjengelige gassen LUAXog derved sidestiller de to scenarioer:

[00101] Den første sum over A/-termer er den totale løftgassen for A/-brønnproblemet uttrykt som summen av de individuelle løftraterfor brønnen ved optimert hellingsverdi S<*>\den variable p benevner A/-vektoren av verdier av strømmende brønnhodetrykk for alle A/-broer i nettverket. Den andre summen er over de N- 1 aktive brønnene når brønn j er blitt lukket og systemet gjenoptimert til å drive ved en ny optimert hellingsverdi Sjtmed en korresponderende (AMJ-vektor av strømningstrykk p'for brønnhode. Hver term i den andre summen kan bli uttrykt som en avkortet Taylor-serieutvidelse rundt optimalt forhold for A/-brønnen hvor serieutvidelsen blir avsluttet etter de lineære termene, forutsatt at: [00102] Den midterste termen på høyre side korresponderer til avviket i løftgassratene p.g.a. endringen i hellingskontrollen for hele feltet med AS, = S,_ S<*>når brønnen j er stengt. Den siste termen korresponderer til avviket i løftgassratene p.g.a. endringen i nte brønn Pwfp.g.a. at brønn j blir stengt og løftgassen dens blir optimalt gjenfordelt til de gjenværende N- 1 brønnene over hel;e feltet. Merk at når denne ligningen blir forenklet, forsvinner alle termene på venstre side bortsett fra den/<e>:

Denne ligningen viser at løftgassen for tiden brukt i brønn j kan ved stengning av brønn j, bli gjenfordelt til de gjenværende N- 1 brønnene med to virkninger: 1. Den siste termen kan bli tolket som resultatet av å fjerne den fh brønnvæskeraten som laster av nettverket, minsker strømningstrykkene ved brønnhode i alle brønnene, og forårsaker at de beveger løftytelsekurver med høyere rate. Selv om N- 1 løftgassratene forblir uendret, vil oljeproduksjonen fra disse brønnene gå opp som et resultat av at det minskede strømningstrykket ved brønnhodet (men kanskje ikke nok til å stenge brønn j). Ved også å tillate løftgassen fra brønn jé bli gjenfordelt over N- 1 brønnene ved å bruke enkelvariabel hellingskontroll, vil løftraten i N- 1 broene øke, produksjonsrater vil øke, nettverkstrykket vil stige og Pwf verdier vil øke. Etter at alle disse virkningene har skjedd og stabilisert seg, blir nettoendringen av brønnhodetrykk i brønn n reflektert i termen APnj. I tilfellet hvor gjenfordeling av løftgass resulterer i gjentrykksetting til stort sett de samme brønnhodetrykk som basistilfellet, kan APnJha liten magnitude. 2. Den første termen på høyre side av ligning 6 kan bli tolket som resultatet av å ta den nylig tilgjengelige løftgassen fra brønn j, og (under forutsetning av at P^-verdiene alle forblir konstante) redistribuere den ved å endre verdien av enkel variabel hellingskontrollen med en mengde AS; - S;_s*over de gjenværende N- 1 brønnene, som fører til økt feltoljeproduksjon.

[00103] Av interesse er i hvilken grad feltoljeraten endrer seg ved å stenge brønn / La AQjbenevner forskjellen mellom (AMJ-brønnfeltoljerate (med brønn /stengt) og den opprinnelige /V-brønnfeltoljerate; en positiv verdi av AQ; indikerer at det ville være bedre å stenge brønn yog gjenfordele gassen til de gjenværende brønnene. Hvis 40, er null eller negativ, indikerer dette at det ikke er noen fordel å stenge brønn j. Det følgende uttrykket beskriver AQf.

(00104) Som tidligere i ligning 4, tar de optimerte hellingsvariablene verdiene S<*>og S, for de to tilfellene, og distribusjoinen av strømningstrykk ved brønnhode er p og p'. Ved å følge en lignende løsning til løftgassuttrykkene, kan oljeraten i (AMJ-brønntilfellet bli uttrykt som et lineært avvik om verdiene i A/-brønnproblemet:

For å forenkle, forsvinner alle termene i den siste summen unntatt/'' som fører til:

[00105] Ligning 4 til og med 9 tar i betraktning virkiningen av å stenge en brønn j og gjenfordele den nylig tilgjengelige gassen I<*>for å komme frem til en ny optimert distribusjon av løftgass for hele feltet, inkludert virkningene av å endre ytelseshelling S og endre brønnhodetrykk p„. I tilfelle av at brønnhodetrykkene etter gjenfordelingen av nylig tilgjengelig gass er lignende i verdi til de opprinnelige brønnhodetrykkene er APnj kvantitetene i ligning 6 og 9 små. I det som følger, er disse termene antatt å være ubetydelige. I dette tilfellet kan ligningen

6 bli løst for AS/.

[00106] Dette resultatet kan bli substituert inn i ligning 9 for å skaffe:

[00107] Ligning 11 skaffer en omtrentlig metode for å vurdere den potensielle forbedringen i oljeproduksjon for hele feltet ved å overveie stengingen av/'' brønnen, fulgt av gjenoptimering. Spesifikt, etter at /V-brønnene er blitt optimert og grensen for tilgjengelig gass er blitt nådd, blir kvaliteten i ligning 11 kalkulert for hver brønn på feltet, og resultatene bestilt; brønnene med de største verdiene av AQj er de beste kandidatene å overveie for stenging. Dette er intuitivt riktig - kvantiteten i hakeparentes er forholdet til to negative tall og derfor er det positivt; brønner forbruker store mengder av løftgass I<*>og returnerende liten oljehastighet qrhar store positive verdier av av AQjog er derfor gode kandidater for avstenging.

[00108] I tilfelle at en hvilken som helst brønn er aktivt begrenset av en lokal begrensningsfaktor på brønn-nivå, kan vedkommende brønn fremdeles bli inkludert i beregningene i ligning 4 til og med 11, og bruke de gjeldende (begrensede) verdiene til løftgass /</>og oljehastighet q<*>og ved å merke at de delvise avledningene 5ln/dS og 5qn/dS er null, siden en endring i helling Sav den sentrale styringsenheten ikke endrer løftgasshastigheten eller oljeproduksjonshastigheten i en lokalt begrenset brønn. Lokale begrensningsfaktorer på brønn-nivå kan f.eks. begrense nedtrekkstrykket p.g.a. boblepunktet eller sandingsoverveielser eller grenser i maksimal brønnhodetemperatur eller velositet p.g.a. rørerosjonsoverveielser.

[00109] Metoden beskrevet i ligning 4 til og med 11 forutsier resultatet av å lukke en brønn, ved å begynne med /V-brønner, stenge én, og optimalt gjenfordele den nylig tilgjengelige gassen til de gjenværende (AM)-brønner. Etter at én eller flere brønner er stengt på denne måten, kan det være en "pool" av stengte brønner som også kan bli tatt i betraktning som kandidater til å bli slått på igjen. Den samme prosessen som den i ligning 4 til og med 11 kan brukes til å overveie og tilføye en brønn, ved å begynne med /V-brønner, slå på en ekstra brønn og optimalt gjenfordele løftgass til ( N + V)-brønnene (løftgassen som trengs av den nylig tilføyde brønnen blir optimalt "tatt vekk" fra de opprinnelige /V-brønnene). Avledning av dette tilfellet fører til de samme ligninger 4 til og med 11, og spesielt den inkrementene oljen i ligning 11 kan også bli beregnet for de for tiden stengte brønner og organisert etter rang sammen med alle de aktive brønnene for å vurdere om å stenge en aktiv brønn eller reaktivere en stengt brønn er den bedre handlingen.

[00110] Når det gjelder distribuert beregning, kan de individuelle elementene i de to delvis avledede summene i ligning 11 bli kalkulert av hver desentralisert brønnstyringsenhet ved å tilføye et ekstra trinn til prosessen illustrert i fig. 14. De to avledningene for en brønn kan deretter bli kommunisert tilbake til den sentraliserte styringsenheten ved å tilføye kommuniserte variabler i fig. 15. Den sentraliserte styringsenheten kan deretter kombinere avledningene fra alle brønnene ved å bruke ligning 11 og velge hvilke brønner som skal stenges. Generelt er feltprosedyren: (1) optimere de opprinnelige /V-brønnene ved å bruke enkel-variabel hellingsvariabel optimering, (2) beregne AQji ligning 11 for alle A/-aktive brønner [og stengte brønner, hvis aktuelt]; (3) hvis den største av en slik verdi er betydelig større enn null, stenge [eller slå på] vedkommende brønn og (4) gjenoptimere N- 1 [eller N+ 1] gjenværende brønner ved å bruke enkelvariabel hellingsvariabel optimering, og gjenta denne prosessen ved å returnere til trinn 2 inntil den største verdien av AQj ikke lenger overstiger null i betydelig grad.

[00111] Dette eksempel på en metode beskrevet så langt formoder at produksjonssystemet som blir optimert erkarakterisertav bare en enkel begrensende faktor på feltnivå, nemlig grense LUAXpå den tilgjengelige løftgassraten på feltet. I praksis kan det oppstå mange andre typer begrensninger. For eksempel er muligens separatorer i overflatefasilitet og behandlingsutstyr ikke i stand til å håndtere store hastigheter av produsert vann, gass, H2S, kondensat og andre bestanddeler av produksjon, som hver eller alle kan føre til maksimale grenser. Metoden beskrevet i det tidligere avsnittet kan bli generalisert for å håndtere en rekke forskjellige produksjonsbegrensninger på feltnivå.

[00112] Overvei tilfellet av et felt hvor én eller flere av kvantitetene som akkurat ble nevnt, blir begrenset med øvre grenser, f.eks. feltprodusert vannhastighet er begrenset av WMAXeller feltprodusert gasshastighet er begrenset av GMax- For å begynne, anta at enkelvariabel hellingskontrollen S<*>i fig. 15 gradvis blir minsket for å gradvis øke løftgasshastigheter og produksjonshastigheter i /V-brønnen, og at ingen av de begrensende faktorer på feltnivå har blitt aktive ennå. På ett punkt, anta at en av de begrensende faktorene på feltnivå blir aktiv, og for å generalisere, den er ikke den tilgjengelige løftgassgrensen LUAXsom ble adressert i det forrige avsnittet. I steden, anta at den er en av de andre variabler slik som produsert vann som når grensen WUAX eller produsert gass som når grensen GUax- For å løse det mer generelle problemet, la variabelen u benevne variabelen hvis begrensning har akkurat blitt aktiv på den øvre grensen Umax.

[00113] I en parallell til ligning 4 til 9, i det øyeblikk (/-begrensningen blir aktiv, produserer A/-brønnene samlet UmaxSm den variable u for hele feltet. Overvei nå å stenge brønn j og gjentildele den tilgjengelige løftgassen /,-og gjenoptimere de gjenværende N- 1 brønnene inntil (/-begrensningenm blir aktiv igjen (ved gjenoptimering med N- 1 brønner, kan en annen begrensning enn (/-begrensningen bli aktiv, men (/-begrensningen blir antatt å fremdeles være den aktive begrensning for det formål å identifisere kandidater for stengning). For å likestille U-verdiene for hele feltet under disse to scenarier:

[00114] Den første summen korresponderer til A/-brønnproblemet optimert ved enkel-variabel hellingsparameterverdi S<*>og brønnhodetrykk p. Den andre summen korresponderer til (AM)-brønnproblemet optimert ved enkel-variabel hellingsparameterverdien S, og innsamling av AM-brønnhodetrykk p'. Ved å følge de samme trinnene som i ligning 4 til og med 11: og forenkle:

Forutsatt at Ap-termene er ubetydelige og løser for ASf.

Endringen i feltoljeraten ved å stenge/''-brønnen blir gitt ved ligning 7 til og med 9. Ved å erstatte ligning 15 inn i ligning 9 og formode at Æp-termene er ubetydelige:

[00115] Ligning 16 skaffer en basis for å vurdere effekten av å stenge brønnen j når feltnivåbegrensningen på variabel u er blitt aktiv. Stenging av brønn/frigjør kvantitet u<*>av variabel u produsert av brønn j og går inn i nettverket. Dette lar hellingskontrollvariabelen S bli minsket for å drive de gjenværende /V-V-brønnene til å produsere store mengder av variabel u (inntil det totale for hele feltet når Umax) samt ekstra olje (inntil oljeraten for hele feltet når et inkrementelt produksjonsnivå på AQj).

[00116] Hvis f.eks. (/-begrensningen er en grense for vannhåndtering, rangerer ligning 16 kandidater for stenging basert på brønnvannsraten u<*>versus brønnoljeraten q<*>. Mens kriteriet i ligning 16 ikke akkurat er vann/olje-forhold (det er en sammenligning av veiet vannrate til oljerate), vil brønner som har høy WOR (vann/olje-forhold) også ha høye verdier av AQj og vil derfor være gode kandidater for å stenge når vannhåndteringsbegrensningen for hele feltet blir møtt. På samme måte, hvis (/-begrensningen er en gasshåndteringsgrense, rangerer ligning 16 kandidater for stenging basert på brønngasshastigheten (/</>versus brønnoljehastigheten q^. Mens kriteriet i ligning 16 ikke er nøyaktig gass-/oljeforholdet (det er en sammenligning av veiet gassrate i forhold til oljerate), brønner som har høy GOR (gass-/oljeforhold) (inkludert både den produserte gass og den syklisk gjentatte løftgassen) vil også ha høye verdier av AQjog vil derfor være gode kandidater for stenging når gasshåndteringsbegrensningen for hele feltet blir møtt.

[00117] På mange oljefelt brukes mer enn én type oljestystem. For eksempel kan en blanding av gassløft (GL) og sentrifugepumper slik som elektro-undervannspumper (ESP-er) eller fremdriftshulromspumper (PCP-er) brukes. Som beskrevet tidligere, er GL-problemet på feltnivå å maksimere den geerelle oljefeltraten ved å optimalt tildele en fast tilgjengelig levering av løftgass til N gassløftde brønner; gasstildeling blir kontrollert på brønnivå via en løftgass-justerbar choke. For sentrifugalpumper er problemet på feltnivå å maksimere den generelle feltoljeraten ved å optimalt tildele en fast forsyning av elektrisk strøm til N pumpeløftde brønner; tildelt elektrisitet blir kontrollert på brønnivået via en styringsenhet for motorfart (variabel fartsdrive) eller pumpe-av styringsenhet som periodevis stopper pumpen (fast fartsdrive).

[00118] Metodene som beskrives i dette dokumentet kan bli utvidet til å dekke blandete løfttyper ved å identifisere en felles uavhengig variabel, slik som en pengeenhet som dollar. Hver løftressurs har en kostnad. For eksempel må løftgass bli sammentrykt og har tilknyttet kompressorhestekraft- og brenselsomkostninger som kan bli uttrykt som dollar per enhet-løftgass; elektrisitet kan bli generert eller innkjøpt ved en kostnad uttrykt i doller per kilowatt-time med elektrisitet. Ved å uttrykke ytelsekurve for hver løfttype (slik som de illustrert i fig. 4 for GL) som utmatingsoljehastighet versus innmatingskostnad i dollar, gjelder fremgangsmåten

beskrevet tidligere for alle løfttyper samtidig, selv om hver løfttype kan ha sin egen øvre grense. I dette tilfellet kan ytelsekurvehellingen S i ligning 3 bli gjenuttrykt på tvers av alle løfttyper som:

hvor q„ er oljeraten (stb/d) fra brønn n og dn er dollarforbruksraten ($/d) på løftressurs for brønn n.

Tolking av S„ uttrykt som spottpris

[00119] I likning 17 har hellingskontrollvariabelen S enheter av oljevolum per dollar (stb/$). Det omvendte av Sn, (benevnt Tn= 1/ Sn), har dollarenheter per enhet olje ($/stb) og kan bli tenkt på som den øyeblikkelige marginalprisen den sentrale styringsenheten er villig til å betale for å kjøpe ekstra olje fra N distribuerte salgspunkter (aktive produksjonsbrønner). Dette har noen paralleller til råvarehandel, hvor Tner "spottprisen" for olje og er en meningsfull enkel variabel av kommunikasjon mellom den sentrale styringsenheten og de individuelle brønnstyringsenhetene. På hvert distribuert salgspunkts eller brønns nivå representerer Tnhvor lett brønnen kan levere ekstra olje for en inkrementell økning i løftressurs, og dette er ikke konstant, men avhenger av det nåværende driftspunktet.

Datasystem for applikasjonssystem for oljefelt

[00120] Fig. 16 illustrerer et datasystem 1600 hvor realiseringer av forskjellige teknologier og teknikker som beskrives i dette dokumentet kan bli implementert. I én realisering kan datasystem 1600 være en konvensjonell skrivebords- eller en serverdatamaskin, men det skal merkes at andre konfigurasjoner av datasystemer kan brukes.

[00121] Datasystemet 1600 kan inkludere en sentral behandlingsenhet (CPU) 1621, et systemminne 1622 og en systembuss 1623 som kopler forskjellige systemkomponenter inkludert systemminne 1622 til CPU 1621. Selv om bare én CPU er illustrert i fig. 16, bør det bli forstått at i noen realiseringer kan datasystemet 1600 inkludere mer enn én CPU. Systembussen 1623 kan være en hvilken som helst av forskjellige typer buss-strukturer, inkludert en minnebuss eller minnestyringsenhet, en periferbuss og en lokalbuss som bruker en hvilken som helst variasjon av bussarkitekturer. Som et eksempel, og ikke begrensning, inluderer slike arkitekturer Industry Standard Architecture (ISA)-buss, Micro Channel Architecture (MCA)-buss, Enhanced ISA (EISA)-buss, Video Electronics Association (VESA)-lokalbuss og Peripheral Component Interconnect (PCI)-buss også kjent som Mezzanine-buss. System-minne 1622 kan inkludere et leseminne (ROM) 1624 og et direkte tilgangsminne (RAM) 1625. Et grunnleggende inndata/utdata-system (BIOS) 1626, inneholder de grunnleggende rutinene som hjelper å overføre informasjon mellom elementer innen datasystemet 1600, slik som under oppstart, kan bli lagret i ROM 1624.

[00122) Datasystemet 1600 kan videre inkludere en harddiskdrive 1627 for å lese fra og skrive til en harddisk, en magnetisk diskdrive 1628 for å lese fra og skrive til en fjembar magnetisk disk 1629 og en optisk diskdrive 1630 for å lese fra og skrive til en fjembar optisk disk 1631, slik som en CD ROM eller andre optiske media. Henholdsvis harddiskdriven 1627, den magnetiske diskdriven 1628 og den optiske disk driven 1630 kan bli koplet til systembussen 1623 av et harddiskdrive-grensesnitt 1632, et magnetisk diskdrive-grensenitt 1634. Drivene og de tilknyttede datamaskin-lesbare media kan skaffe ikke-volatil lagring av datamaskin-lesbare instruksjoner, datastrukturer, programmodulerog andre data for datasystemet 1600.

[00123] Selv om datasystemet 1600 blir som beskrives i dette dokumentet som å ha en harddisk, en fjembar magnetisk disk 1629 og en fjembar optisk disk 1631, bør det bli forstått av de med ferdigheter i faget at datasystemet 1600 kan også inkludere andre typer av datamaskin-lesbare media som man kan få tilgang til med en datamaskin. For eksempel kan slike datamaskin-lesbare media inkludere datalagringsmedia og kommunikasjonsmedia. Data lagringsmedia kan inkludere volatile og ikke-volatile og fjernbare og ikke-fjembare media implementert i en hvilken som helst metode eller teknologi for lagring av informasjon, slik som datamaskin-lesbare instruksjoner, datastrukturer, programmoduler eller andre data. Data maskin lag ring med ia kan videre inkludere RAM, ROM, slettbare programmerbare leseminne (EPROM), elektrisk slettbare programerbare leseminne (EEPROM), hurtigminne eller andre faststoffs minneteknologi, CD-ROM, digitale versatile disker (DVD) eller ennen optisk lagring, magnetiske kassetter, magnetisk tape, magnetisk disklagring eller andre magnetiske lag rings utstyr eller ethvert annet medium som kan brukes til å lagre den ønskede informasjon og som man kan få tilgang til med datasystemet 1600. Kommunikasjonsmedia kan realisere datamaskin-lesbare instruksjoner, datastrukturer, programmoduler eller andre data i en modulert datasignal, slik som en bærebølge eller en annen transportmekanisme og kan inkludere hvilke som helst informasjonsleveringsmedia. Som et eksempel, og ikke som begrensning, kan kommunikasjonsmedia inkludere kablede media slik som et kablet nettverk eller direkte-koplet forbindelse, og trådløse media slik som akkustisk, RF, infrarød og andre trådløse media. Kombinasjoner av hvilke som helst av de ovenforstående kan også bli inkludert innen omfanget av datamaskin-lesbare media.

[00124] En rekke programmoduler kan bli lagret på hard disken 1627, magnetisk disk 1629, optisk disk 1631, ROM 1624 eller RAM 1625, inkludert et operasjonssystem 1635, én eller flere applikasjonsprogrammer 1636, programdata 1638 og et databasesystem 1655. Operasjonssystemet 1635 kan være et hvilket som helst egnet operasjonssystem som kan kontrollere operasjonen av en personlig eller serverdatamaskin i et nettverk, slik som Windows® XP, Mac OS® X, Unix-varianter (f.eks. Linux® og BSD®), o.l. I en realisering kan programkoden egnet til å realisere funksjonaliteten offentliggjort i fig. 14-15, f.eks. bli implementert som applikasjonsprogrammer 1636 i fig. 16.

[00125] En bruker kan legge inn kommandoer og informasjon i datasystemet 1600 gjennom inndatautstyr slik som et tastatur 1640 og pekeutstyr 1642. Andre inndatautstyr kan inkludere en mikrofon, styrestikke, spillkontroll, parabolantenne, skanner, o.l. Disse og andre inndatautstyr kan bli koplet til CPU 1621 gjennom en seriell port 1646 koplet til systembuss 1623, men kan bli koplet til med andre grensesnitt, slik som en parallell port, spillport eller en universal seriebuss (USB). En monitor 1647 eller annen type displayenhet kan også bli koplet til systembuss 1623 via et grensesnitt, sik som en videoadapter 1648.1 tillegg til monitoren 1647 kan datasystemet 1600 videre inkludere andre perifere utdatautstyr slik som høytalere og skrivere.

[00126] Videre kan datasystemet 1600 operere i et nettverksmiljø som bruker logiske koplinger til én eller flere fjerne datamaskiner 1649. De logiske koplingene kan være en hvilken som helst kopling som er vanlig på kontorer, datanettverk for hele bedrifter, Intranett og Internett, slik son et lokalområdenettverk (LAN) 1651 og et stort områdenettverk (WAN) 1652. De fjerne datamaskiner 1649 kan hver inkludere applikasjonsprogrammer 1636 som ligner på det som er beskrevet ovenfor.

[00127] Når det brukes et LAN-nettverksmiljø, kan datasystemet 1600 være koplet til det lokale nettverket 1651 gjennom et nettverksgrensesnitt eller adapter 1653. Når det brukes i et WAN-nettverksmiljø, kan datasystemet 1600 inkludere en modem 1654, tådløs ruter eller andre midler for å etablere kommunikasjon over et stort områdenettverk 1652, slik som Internett. Modem 1654 som kan være intern eller ekstern, kan bli koplet til systembussen 1623 via seriellport-grensesnittet 1646.1 et nettverksmiljø kan programmodulene avbildet relativt til datasystemet 1600, eller deler av dette, bli lagret i ey fjernt minnelagringsutstyr 1650. Det vil bli forstått at nettverkskoplingene vist er eksempler og andre midler for å etablere en kommumikasjonslenke mellom datamaskinene kan brukes.

[00128] Det bør bli forstått at de forskjellige teknologiene som beskrives i dette dokumentet kan bli implementert i forbindelse med maskinvare, programvare eller en kombinasjon av begge. Således kan forskjellige teknologier, eller visse aspekter eller deler av disse, ta formen av programkode (dvs. instruksjoner) realisert i håndgripelige media, slik som floppy-disketter, CD-ROM-er, harddriver eller hvilket som helst maskin-lesbare lagringsmedium hvor, når programkoden blir lastet inn og utført av en maskin, slik som en datamaskin, blir maskinen et apparat for å praktisere de forskjellige teknologiene. I tilfellet av utføring av programkode på programmerbare data, kan datautstyret inkludere en prosessor, et lagringsmedium lesbart av prosessoren (inkludert volatilt og ikke-volatilt minne og/eller lagringselementer), minst ett inndatautstyr og minst ett utdatautstyr. Ett eller flere programmer som kan implementere eller bruke de forskjellige teknologiene som beskrives i dette dokumentet, kan bruke et applikasjonsprogrammeringsgrensesnitt (API), gjenbrukbare kontroller, o.l. Slike programmer kan bli implementert i et prosedyremessig eller objektorientert programmeringsspråk på et høyt nivå for å kommunisere med et datasystem. Programmet (-ene) kan imidlertid bli implementert på monterings- eller maskinspråk, hvis ønsket. I alle fall kan språket være en kompilert eller tolket språk, og kombinert med maskinvarerealiseringer.

[00129] Mens det foregående er rettet mot impementeringer av forskjellige teknologier som beskrives i dette dokumentet, kan andre og ytterligere realiseringer bli funnet uten å forlate det grunnleggende omfanget, som kan bli fastslått av kravene som følger. Selv om emnet er blitt beskrevet i språk som er spesielt for strukturelle funksjoner og/eller metodologiske handlinger, skal det bli forstått at emnet definert i de vedlagte kravene ikke nødvendigvis begrenser de spesielle funksjoner eller handlinger beskrevet ovenfor. Tvert imot er de spesifikke funksjonene og handlingene ovenfor offentliggjort som eksempel på former av realisering av kravene.

Claims

1. En metode for gjennomføring av feltløftoptimering, metoden omfattende: forårsaking av at minst én brønn blant et mangfold av brønner i et oljefelt styrer en løftparameter forbundet med en kunstig løftmekanisme for brønnen i respons på en oljefelthellingskontrollvariabel, hvor oljefelthellingskontrollvariablen kan brukes til å fastsette løftparameteren basert på minst én brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.

2. Metoden i krav 1, hvor forårsakningen av at brønnen styrer løftparameteren inkluderer, i en første styringsenhet koblet til mangfoldet av brønner, fastsetting av oljefelthellingskontrollvariablen ved gjennomføring av en optimering for hele oljefeltet og overføring av oljefelthellingskontrollvariabelen til en andre styringsenhet koblet til brønnen.

3. Metoden i krav 2, hvor forårsakningen av at brønnen styrer løftparameteren videre inkluderer, i den andre styringsenheten, fastsetting av løftparameteren basert på oljefelthellingskontrollvariabelen og minst én brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.

4. Metoden i krav 2, hvor den andre styringsenheten er en brønnstyringsenhet, metoden videre omfattende, i den første styringsenheten, overføring av oljefelthellingskontrollvariabelen til brønnstyringsenheter for hver brønn blant mangfoldet av brønner, metoden videre omfattende: mottak av brønnproduksjonsdata fra hver brønnstyringsenhet; oppdatering av oljefelthellingskontrollvariabelen i respons på brønnproduksjonsdata; og overføring av den oppdaterte oljefelthellingskontrollvariabelen til hver brønnstyringsenhet, for oppdatering av en brønnspesifikk løftparameter basert på den oppdaterte oljefelthellingskontrollvariabelen.

5. Metoden i krav 4, hvor brønnproduksjonsdataene inkluderer en løftparameter, en brønnproduksjonsparameter og en brønntrykkparameter.

6. Metoden i krav 2, videre omfattende begrensning av oljefelthellingskontrollvariabelen basert på en begrensende faktor på feltnivå.

7. Metoden i krav 2, hvor fastsetting av oljefelthellingskontrollvariabelen inkluderer: fastsetting av en potensiell forbedring i oljeproduksjon for hele oljefeltet basert på avstenging eller åpning av minst én brønn blant mangfoldet av brønner; og basert på den fastsatte mulige forbedringen, fastsetting av oljefelthellingskontrollvariabelen ved antakelse om at minst én av mangfoldet av brønner er avstengt eller åpen og overføring av oljefelthellingskontrollvariabelen til minst et undersett av mangfoldet av brønner.

8. Metoden til krav 1, videre omfattende mottak, i en brønnstyringsenhet koblet til brønnen, av oljefelthellingskontrollvariabelen fra en sentral styringsenhet og generering av løftparameteren basert på minst én brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.

9. Metoden i krav 8, videre omfattende begrensning av løftparameteren basert på en begrensende faktor på brønnivå.

10. Metoden i krav 8, videre omfattende vedlikehold av den kunstige løftmekanismen i brønnstyringsenheten for matching av en ytelsekurvehelling for brønnen med oljefelthellingskontrollvariabelen.

11. Metoden i krav 8, hvor generering av løftparametereninkluderer: fastesetting av en avledet løftytelsekruve basert på et gjeldende brønnhodestrømningstrykk for brønnen, hvor den avledede løftytelsekurven kartlegger løftparameteren til en helling på en løftytelsekurve for det gjeldende brønnhodestrømningstrykk for brønnen; og fastsetting av løftparameteren fra den avledede løftytelsekurven.

12. Metoden i krav 11, hvor fastsetting av den avledete løftytelsekurven inkluderer valg av den avledede løftytelsen fra et mangfold av lagrede, avledede løftytelsekurver i brønnstyringsenheten.

13. Metoden til krav 11, hvor fastsetting av løftparameteren inkluderer fastsetting av den gjeldende løftytelsekurven fra et mangfold av løftytelsekurver tilgjengelig for brønnstyringsenheten basert på det geldende brønnhodestrømningstrykket, hvor hver av mangfoldet av løftytelsekurver kartlegger løftparameteren mot en produksjonsparameter for et gitt brønnhodestrømningstrykk.

14. Metoden til krav 1, hvor den kunstige løftmekanismen omfatter en gassløftmekanisme, og hvor løftparameteren omfatter en løftgassrate.

15. Metoden i krav 1, hvor den kunstige løftmekanismen omfatter en gassløftmekanisme, hvor løftmekanismen omfatter en løftgassrate, og hvor bevirkning av at brønnen kontrollerer løftparameteren inkluderer: fastsetting, i en sentral styringsenhet, av oljefelthellingskontrollvariabelen ved: for hver brønn blant mangfoldet av brønner, å fastsette en ytelsekurvehelling for en ytelsekurve for et bestemt brønnhodestrømningstrykk for vedkommende brønn over en rekke av gassløftrater: for hver brønn blant mangfoldet av brønner, å kartlegge en oljeproduksjonsrate og en løftgassrate mot ytelsekurvehellingen for generering av en brønnspesifikk produksjonsrate vs. hellingskurver; summering av den brønnspesifikke oljeproduksjonsraten vs. hellingen og løftgassratene vs. hellingskurver for mangfoldet av brønner for generering av oljeproduksjonsraten for hele oljefeltet vs. hellingene og gassløftrater vs. hellingskurver; kryssplotting av oljeproduksjonsraten for hele oljefeltet mot løftgassraten for hele oljefeltet, ved bruk av oljeproduksjonsraten for hele oljefeltet vs. helling og løftgassraten vs. hellingskurver for generering av et kryssplott; og fastsetting av oljfelthellingskontrollvariabelen fra kryssplottet, oljeproduksjonsraten for hele oljefeltet vs. hellingskurven, løftgassraten for hele oljefeltet vs. hellingskurven, den brønnspesifikke oljeproduksjonsraten vs. hellingskurver og den brønnspesifikke løftgassraten vs. hellingskurver, for optimering av oljeproduksjonsraten for hele oljefeltet i henhold til minst én begrensende faktor for løftgass på feltnivå; i den sentrale styringsenheten, overføring av oljefelthellingskontrollvariabelen til et mangfold av brønnstyringsenheter, hver tilknyttet en brønn blant mangfoldet av brønner; i hver av mangfoldet av brønnstyringsenheter, mottak av oljefelthellingskontrollvariabelen og fastsetting av en brønnspesifikk løftgassrate for en slik tilknyttet brønn ved: interpolering av et lagret sett med gassløftytelsekurver for en slik tilknyttet brønn, basert på et brønnhodestrømningstrykk for en slik tilknyttet brønn for fastsetting av en gjeldende løftytelsekurve; numerisk differensiering av den gjeldende løftytelsekurven for å fastsette en ytelsekurvehelling på et mangfold av punkter på den gjeldende ytelsekurven; og fastsetting av den brønnspesifikke løftgassraten fra den avledede ytelsekurven, basert på oljefelthellingskontrollvariabelen; i hver av mangfoldet av brønnstyringsenheter, innstilling av gassløftmekanismen basert på den brønnspesifikke løftgassraten, beregning deretter av den brønnspesifikke gassraten på nytt i svar på en endring i brønnhodestrømningstrykket for en slik tilknyttet brønn, og overføring til den sentrale styringsenheten av den brønnspesifikke løftgassraten, oljeproduksjonsraten og brønnhodestrømningstrykket for en slik tilknyttet brønn; og i den sentrale styringsenheten, beregning av oljefelthellingskontrollvariabelen på nytt, basert på den brønnspesifikke løftgassraten, oljeproduksjonsraten og brønnhodestrømningstrykket overført til den sentrale styringsenheten fra hver av mangfoldet av brønnstyringsenheter.

16. Et databehandlingsutstyr, omfattende: minst én prosessor; og programkode konfigurert ved kjøring av minst den ene prosessoren for gjennomføring av feltløftoptimering ved generering av en oljefelthellingskontrollvariabel for bruk i styring av hver brønn blant et mangfold av brønner i et oljefelt, en kunstig løftmekanisme for vedkommende brønn, og overføring av oljefelthellingskontrollvariabelen til mangfoldet av brønner, hvor oljefelthellingskontrollvariabelen kan nyttes til å fastsette, for hver brønn, en løftparameter for den kunstige løftmekanismen for vedkommende brønn basert på minst én brønnspesifikk ytelsekurve for en slik brønn.

17. Databehandlingsenheten i krav 16, hvor programkoden videre konfigureres for mottak av brønnproduksjonsdata fra hver brønn, oppdatering av oljefelthellingskontrollvariabelen i respons på brønnproduksjonsdat og overføring av den oppdaterte oljefelthellingskontrollvariabelen til hver brønn for oppdatering av en brønnspesifikk løftparameter basert på den oppdaterte oljefelthellingskontrollvariabelen.

18. Databehandlingsutstyret i krav 16, hvor programkoden videre konfigureres for å begrense oljefelthellingskontrollvariabelen basert på en begrensende faktor på feltnivå.

19. Databehandlingsutstyret i krav 16, hvor programkoden videre konfigureres for fastsetting av en potensiell forbedring i oljeproduksjon for hele feltet basert på avstengingen eller åpningen av minst én av mangfoldet av brønner, basert på den fastsatte potensielle forbedringen, fastsetting av en oppdatert oljefelthellingskontrollvariabel under antakelse av at minst én brønn blant mangfoldet av brønner er avstengt eller åpen og overføring av den oppdaterte oljefelthellingskontrollvariabelen for hele oljefeltet til minst et undersett av mangfoldet av brønner.

20. Et databehandlingsutstyr, omfattende: i det minste én prosessor; og programkode konfigurert ved kjøring av minst én prosessor for gjennomføring av feltløftoptimering for en brønn blant et mangfold av brønner på et oljefelt, ved å ta imot en oljefelthellingskontrollvariabel fra en sentral styringsenhet og derfra generere en løftparameter for en kunstig løftmekanisme for vedkommende brønn basert på minst én brønnspesifikk ytelsekurve for vedkommende brønn.

21. Databehandlingsutstyret i krav 20, hvor programkoden videre konfigureres for vedlikehold av den kunstige løftmekanismen ved matching av en løftytelsekurvehelling for brønnen med oljefelthelingskontrollvariabelen, fastsetting av en avledet løftytelsekurve basert på et gjeldende brønnhodestrømningstrykk, hvor den avledede løftytelsekurven kartlegger løftparameteren for en helling på en løftytelsekurve for det gjeldende brønnhodestrømningstrykket for brønnen og fastsetting løftparameteren fra den avledede løftytelsekurven.

22. Databehandlingsutstyret i krav 20, hvor den kunstige løftmekanismen omfatter en gassløftmekanisme, hvor løftparameteren omfatter en løftgassrate og hvor programkoden konfigureres for å bestemme en spesifikk gassrate for brønnen ved: interpolering av et lagret sett med gassløftytelsekurver for brønnen basert på et brønnhodestrømningstrykk for brønnen for fastsetting av en gjeldende løftytelsekurve; numerisk differensiering av den gjeldende løftytelsekurven for fastsetting av en ytelsekurvehelling på et mangfold av punkter på den gjeldende løftytelsekurven og derved få generert en avledet ytelsekurve; og fastsetting den brønnspesifikke løftgassraten fra den avledede ytelsekurven basert på oljefelthellingskontrollvariabelen for hele oljefeltet.

23. Databehandlingsutstyret i krav 20, hvor programkoden videre konfigureres for begrensning av løftparameteren basert på en begrensende faktor på feltnivå.

24. Et system for gjennomføring av en feltløftoptimering for et mangfold av brønner på et oljefelt, systemet omfattende: en sentral styringsenhet konfigurert for generering av en oljefelthellingskontrollvariabel basert på brønnspesifikke ytelsekurver for mangfoldet av brønner og overføring av oljefelthellingskontrollvariabelen til mangfoldet av brønner, et mangfold av brønnstyringsenheter, hver brønnstyringsenhet knyttet til en brønn blant mangfoldet av brønner og konfigurert for mottak av oljefelthellingskontrollvariabelen, hvor hver brønnstyringsenhet videre konfigureres for generering av en løftparameter for en kunstig løftmekanisme for vedkommende tilknyttede brønn basert på oljefelthelingskontrollvariabelen og minst én brønnspesifikk ytelsekurve for vedkommende tilknyttede brønn.

25. Et datamaskinlesbart lagringsmedium, hvor det befinner seg et sett av datamaskinlesbare instruksjoner, som når de kjøres, gjennomfører feltløftoptimering ved forårsakning av at minst én brønn blant et mangfold av brønner i et oljefelt styrer en løftparameter tilknyttet til en kunstig løftmekanisme for brønnen i respons på en oljefelthellingskontrollvariabel, hvor oljefelthellingskontrollvariabelen brukes til fastsetting av løftparameteren basert på minst én brønnspesifikk ytelsekurve for brønnen.