NO342368B1 - System og fremgangsmåte for å utføre simuleringsoperasjoner for oljefelt - Google Patents

Abstract

Oppfinnelsen relaterer seg til en fremgangsmåte for å simulere operasjoner for et oljefelt som har prosessfasiliteter og brannsted operativt sammenkoblet, hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for å ekstrahere fluider fra et undergrunnsreservoar. Fremgangsmåtetrinnene inkluderer å velge simulatorer for modellering av oljefeltet deri det minste en av simulatorene har funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøytning, selektivt å koble hver av simulatorene i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, og å modellere en innsprøytningsoperasjon for oljefeltet ved selektivt å kommunisere mellom simulatorene.

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Område for oppfinnelsen

[0001] Den foreliggende oppfinnelse relaterer seg til teknikker for å utføre oljefeltoperasjoner som relaterer seg til undergrunnsformasjoner som har reservoarer deri. Mer spesielt, relaterer oppfinnelsen seg til teknikker for å utføre oljefeltoperasjoner som involverer en analyse av reservoaroperasjoner og deres påvirkning på slike oljefeltoperasjoner.

Bakgrunn for relatert teknikk

[0002] Oljefeltoperasjoner slik som overvåkning, drilling, kabeltesting, komplettering, simulering, planlegging og oljefeltanalyser er typisk utført for å lokalisere og innhente verdifulle nedihullsfluider. Forskjellige aspekter ved oljefelt og deres relaterte operasjoner er vist i figurene 1A-1D. Som vist i fig.1A, blir ofte undersøkelser utført ved bruk av innhentingsmetoder slik som seismikkskannere for å generere kart over undergrunnsstrukturer. Disse strukturer blir ofte analysert for å bestemme nærværet av undergrunnsverdier slik som verdifulle fluider eller mineraler. Denne informasjon blir brukt for å tolke undergrunnsstrukturer, lokalisere formasjoner inneholdende ønskede undergrunnsverdier. Data innhentet fra innhentingsmetodene kan bli evaluert og analysert for å bestemme hvorvidt slike verdifulle forekomster er tilstede og om de er tilstrekkelig tilgjengelige.

[0003] Som vist i fig.1B-1D, kan én eller flere brønnsteder være posisjonert langs undergrunnsstrukturer for å innhente verdifulle fluider fra undergrunnsreservoarene. Brønnstedene er tilveiebrakt med verktøy som er i stand til å lokalisere og fjerne hydrokarboner fra undergrunnsreservoarene. Som vist i fig. 1B, blir boreverktøy typisk senket ned fra oljerigger og inn i grunnen langs en gitt bane for å lokalisere verdifulle nedihullsfluider. Under boreoperasjoner vil boreverktøy kunne utføre nedihullsmålinger for å undersøke nedihullsforhold. I noen tilfeller, slik som vist i fig.1C vil boreverktøyet bli fjernet og et kabelverktøy vil bli anbrakt i brønnboringen for å utføre nedihullstester i tillegg.

[0004] Etter at boreoperasjonen er fullført vil brønnen så kunne bli preparert for produksjon. Som vist i fig.1B, blir brønnboringskompletteringsutstyr anbrakt i brønnboringen for å komplettere brønnen som forberedelse for produksjon av fluider gjennom denne. Fluid blir så trukket ut fra nedihullsreservoarene og inn i brønnboringen og strømmer til overflaten. Produksjonsfasilitetene blir anbrakt ved overflatelokasjoner for å innhente hydrokarboner fra brønnstedet (brønnstedene). Fluid hentet fra undergrunnsreservoar(er) passerer til produksjonsfasilitetene via transportmekanismer slik som via rør. Forskjellig utstyr kan bli posisjonert rundt oljefeltet for å overvåke oljefeltparametere og/eller å manipulere oljefeltoperasjoner.

[0005] Under oljefeltoperasjoner, vil data typisk blir innhentet for analyse og/eller overvåkning av oljefeltoperasjonene. Slike data kan inkludere, f.eks. undergrunnsformasjon, utstyr, historisk og/eller andre data. Data som vedrører undergrunnsformasjonen blir innhentet ved bruk av et flertall av kilder. Slike formasjonsdata kan være statiske eller dynamiske. Statiske data relaterer seg f.eks. til formasjonsstruktur og geologisk stratigrafi som definerer geologiske strukturer for undergrunnsformasjonen. Dynamiske data relaterer seg f.eks. til fluider som flyter gjennom geologiske strukturer for undergrunnsformasjonen over tid. Slike statiske og/eller dynamiske data kan bli innhentet for å lære mer om formasjoner og deres verdifulle forekomster inneholdende deri.

[0006] Kilder brukt for å innhente statiske data kan være seismisk verktøy, slik som en seismisk lastebil som sender trykkbølger inn i grunnen som vist i fig.1A. Disse bølger blir så målt for å karakterisere endringer i tettheten for geologiske strukturer ved forskjellige dybder. Denne informasjonen kan bli brukt for å generere grunnleggende strukturelle kart for undergrunnsformasjonen. Andre statiske målinger kan bli hentet ved bruk av prøvetaking og brønnloggingsteknikker. Prøveuttak kan bli brukt for å ta fysiske prøver av formasjonen ved forskjellige dybder slik som vist i fig.1B. Brønnlogging vil typisk involvere anbringelse av nedihullsverktøy i brønnboringen for å innhente forskjellige nedihullsmålinger slik som tetthet, resistivitet, osv. ved forskjellige dybder. Slik brønnlogging kan bli utført ved bruk av f.eks. boreverktøy ifølge fig.1B og/eller kabelverktøy ifølge fig.1C. Så snart brønnen er laget og komplettert vil fluid strømme til overflaten ved bruk av produksjonsrør som vist i fig.1D. Idet fluid passerer mot overflaten vil forskjellige dynamiske målinger, slik som fluidstrømmingsrater, trykk og sammensetning kunne bli overvåket. Disse parameterne kan bli brukt for å bestemme forskjellige karakteristikker for undergrunnsformasjonen.

[0007] Sensorer kan bli posisjonert rundt oljefeltet for å innhente data som relaterer seg til forskjellige oljefeltoperasjoner. For eksempel kan sensorer i boreutstyret kunne overvåke borebetingelser, sensorer i brønnboring kan overvåke fluidsammensetninger, sensorer lokalisert langs strømmingsbanen kan overvåke strømmingsrater og sensorer ved prosesseringsfasiliteten kan monitorere fluider som er innsamlet. Andre sensorer kan bli tilveiebrakt for å overvåke nedihulls, overflate, utstyr eller andre forhold. Overvåkningsdata blir ofte brukt for å ta avgjørelser ved forskjellige lokasjoner av oljefelter ved forskjellig tid. Data innhentet av disse sensorene kan videre bli analysert og prosessert. Data kan bli innhentet og brukt for nåværende eller fremtidige operasjoner. Når de blir brukt for fremtidige operasjoner ved de samme eller andre lokasjoner, vil slike data noen ganger bli referert til som historiske data.

[0008] De prosesserte data kan bli brukt for å beregne nedihullsbetingelser og for å ta avgjørelser vedrørende oljefeltoperasjoner. Slike avgjørelser kan involvere brønnplanlegging, brønnmål (well targeting), brønnkompletteringer, driftsnivåer, produksjonsrater og andre drifts- og/eller betingelser. Ofte vil denne informasjonen bli brukt for å bestemme når en skal bore nye brønner, omkomplettere eksisterende brønner eller endre brønnboringsproduksjon.

[0009] Data fra én eller flere brønnboringer kan bli analysert for å planlegge eller forutse forskjellige utganger ved en gitt brønnboring. I noen tilfeller, vil data fra nabobrønnboringer eller brønnhull med tilsvarende forhold eller utstyr kunne bli brukt for å forutse hvordan en brønn vil yte. Det er vanligvis et stort antall av variabler og store mengder av data som skal tas i betraktning ved analysering av oljefeltoperasjoner. Det er derfor ofte nyttig å modellere oppførselen for oljefeltoperasjonen for å bestemme den ønskede retning for en handling. Under pågående operasjoner vil operasjonsbetingelsene kunne trenge justeringer idet betingelsene endrer seg og ny informasjon blir mottatt.

[0010] Teknikker har blitt utviklet for å modellere oppførselen for forskjellige aspekter ved oljefeltoperasjoner, slik som geologiske strukturer, nedihullsreservoarer, brønnboringer, overflatefasiliteter så vel som andre deler av oljefeltoperasjonen. For eksempel, viser US6980940 i navnet Gurpinar integrert reservoaroptimalisering som involverer assimilering av diverse data for å optimalisere den generelle ytelsen for et reservoar. I et annet eksempel, fra WO2004/049216 i navnet Ghorayeb vises en integrert modelleringsløsning for kopling av et flertall reservoarsimuleringer og overflatefasilitetsnettverk. Andre eksempler på slike modelleringsteknikker er vist i patent/publisering/søknadsnumrene: US5992519, WO1999/064896, WO2005/122001, US6313837, US2003/0216897, US2003/0132934, US2005/0149307, US2006/0197759, US2004/0220846, og 10/586,283.

[0011] Teknikker har også blitt utviklet for å forutse og/eller planlegge bestemte oljefeltoperasjoner, slik som blandbare vann/gass-alternerende innsprøytingsoperasjoner (miscible water alternating gas, MWAG). I et oljefelt, vil den initielle produksjonen av hydrokarboner bli gjennomført ved "primærutvinningsteknikker" der kun naturlige krefter som er tilstede i reservoaret blir brukt for å produsere hydrokarbonene. Men, ved utvinning av disse naturlige krefter og ved fullføring av primærutvinningen vil store mengder av hydrokarboner fremdeles være fanget innenfor reservoaret. Mange reservoarer mangler også tilstrekkelig naturlige krefter for å kunne gi produksjon ved primære metoder fra starten av.

[0012] Erkjennelse av disse fakta har ført til utviklingen og bruken av mange teknikker for stimulert utvinning (EOR). De fleste av disse teknikker involvere innsprøyting av i det minste ett fluid inn i reservoaret for å presse hydrokarboner mot og inn i produksjonsbrønnen. Det er viktig at innsprøyting av fluider skjer på en forsiktig måte slik at den presser hydrokarboner mot produksjonsbrønnen men samtidig ikke prematurt når produksjonsbrønnen før alle eller mesteparten av hydrokarbonene har blitt produsert.

[0013] Generelt blir produksjonen negativt påvirket så snart fluidet når produksjonsbrønnen idet det innsprøytede fluidet normalt ikke er salgbare produkter og i noen tilfeller kan være vanskelig å separere fra den produserte olje. Gjennom årene har mange forsøk blitt gjort for å beregne den optimale pumperaten for innsprøytingsbrønner og produksjonsbrønner for å ekstrahere så mye hydrokarboner som mulig fra et reservoar. Det er heftet vesentlig usikkerhet ved et reservoar med tanke på dets geometri og geologiske parametere (f.eks. porøsitet, berggrunnens permeabiliteter, osv.). I tillegg, kan markedsverdien av hydrokarboner variere dramatisk slik at finansielle faktorer kan være viktig ved bestemmelse av hvordan produksjon skal fortsett for å oppnå en maksimal verdi ut fra et reservoar. Eksempler på teknikker for modellering og/eller planlegging av MWAG-innsprøytingsoperasjoner er tilveiebrakt i patentnummer US6775578.

[0014] Teknikker har også blitt utviklet for å utføre reservoarsimuleringsoperasjoner. Se f.eks. patent/publikasjon/søknadsnumrene US6230101, US6018497, US6078869, GB2336008, US6106561, US2006/0184329, US7164990. Noen simuleringsteknikker involverer bruk av koplede simuleringer som beskrevet, f.eks., i publikasjon nr. US2006/0129366.

[0015] Til tross for utviklingen og fremskrittene for reservoarsimuleringsteknikker i oljefeltoperasjoner gjenstår et behov for å tilveiebringe teknikker som er i stand til å modellere og implementere innsprøytingsoperasjoner basert på en kompleks analyse av et spekter av parameter som påvirker oljefeltoperasjoner. Det er ønskelig at en slik kompleks analyse av oljefeltparametere innhentet gjennom oljefeltet og deres påvirkning på innsprøytningsoperasjonen skal bli utført som en gjennom-tid-analyse (thru-time analysis). Det er videre ønskelig at slike teknikker for modellering av oljefelt MWAG-innsprøytingsoperasjoner kan være i stand til én eller flere av de følgende, blant annet: selektivt å modellere oljefelt MWAG-innsprøytingsoperasjoner basert på mer enn én simulator; selektivt å sammenslå data og/eller utgangen av mer enn én simulator, selektivt å slå sammen data og/eller utgangen av simulatorer for én eller flere brønnsteder og/eller oljefelter, selektivt å kople et bredt spekter av simulatorer for like og/eller forskjellige konfigurasjoner, selektivt å linke simulatorer som har tilsvarende og/eller forskjellige applikasjoner og/eller datamodeller, selektivt å linke simulatorer for forskjellige ledd av et verdi-team for et oljefelt (members of an asset team of an oilfield), og å tilveiebringe koplingsmekanismer som er i stand til selektivt å linke simulatorer i en ønsket konfigurasjon.

SAMMENDRAG FOR OPPFINNELSEN

[0016] Generelt, ifølge ett aspekt, relaterer oppfinnelsen seg til en fremgangsmåte for å simulere operasjoner for et oljefelt som har prosessfasiliteter og brønnstedet operativt sammenkoplet, der hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for å ekstrahere fluider fra et undergrunnsreservoar. Fremgangsmåtetrinnene inkluderer å velge simulatorer for modellering av oljefeltet med i det minste én av simulatorene som har funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøyting, selektivt å kople hver av simulatorene i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, og modellere en innsprøytingsoperasjon for oljefeltet ved selektiv kommunikasjon mellom simulatorene.

[0017] Generelt, ifølge ett aspekt, relaterer oppfinnelsen seg til en fremgangsmåte for å simulere operasjoner for et oljefelt som har prosessfasiliteter og brønnsted operativt sammenkoplet der hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for å ekstrahere fluider fra et undergrunnsreservoar. Fremgangsmåtetrinnene inkluderer å velge simulatorer for modellering av oljefeltet der i det minste én av simulatorene har funksjonalitet for å utføre gjennom tid (thru-time) dynamisk modellering av en innsprøytingsoperasjon, selektivt å kople hver av simulatorene i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, å utføre gjennom tid, dynamisk modellering av oljefeltet ved selektiv kommunikasjon mellom simulatorene.

[0018] Generelt, ifølge et aspekt, relaterer oppfinnelsen seg til et datamaskinlesbart medium som inkluderer instruksjoner som er utførbare av en datamaskin for å utføre fremgangsmåtetrinnene for simuleringsoperasjoner for et oljefelt, som har prosessfasiliteter og brønnsted operativt sammenkoplet, der hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for ekstrahering av fluider fra et undergrunnsreservoar. Fremgangsmåtetrinnene inkluderer å velge simulatorer for modellering av oljefelter der i det minste én av simulatorene har funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøyting, selektivt å kople hver av simulatorene i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, og modellere en innsprøytingsoperasjon for oljefeltet ved selektivt å kommunisere mellom simulatorene.

[0019] Generelt, ifølge ett aspekt ved oppfinnelsen, relaterer den seg til et datamaskinlesbart medium som inkluderer instruksjoner utførbare av en datamaskin for å utføre fremgangsmåtetrinnene for å simulere operasjoner for et oljefelt, som har prosessfasiliteter og brønnsted operativt sammenkoplet, der hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for å ekstrahere fluider fra et undergrunnsreservoar. Fremgangsmåtetrinnene inkluderer å velge simulatorer for modellering av oljefeltet der i det minste én av simulatorene har funksjonalitet for å utføre gjennom tid, dynamisk modellering av en innsprøytingsoperasjon, og selektivt å kople hver av simulatorene i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, og utføre gjennom tid dynamisk modellering av oljefeltet ved selektiv kommunikasjon mellom simulatorene.

[0020] Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremkomme fra den følgende beskrivelse og de tilhørende kravene.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0021] Slik at de ovenfor angitte trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse kan forstås i detalj vil en mer detaljert beskrivelse av oppfinnelsen, kort summert over, kunne fremtre ved referanse til utførelsesformer av disse som er illustrert i de tilhørende tegninger. Det skal bemerkes at de tilhørende tegningene kun illustrerer typiske utførelsesformer for oppfinnelsen og skal derfor ikke betraktes å begrense oppfinnelsens omfang idet oppfinnelsen kan gi adgang til andre tilsvarende effektive utførelsesformer.

[0022] Figurene 1A-1D viser eksempler på skjematiske bilder av et oljefelt som har undergrunnsstrukturer inkluderende reservoarer deri der forskjellige oljefeltoperasjoner blir utført på oljefeltet. Fig.1A viser et eksempel på undersøkelsesoperasjoner som blir utført av en seismikk-lastebil. Fig.1B viser et eksempel på en boreoperasjon som blir utført av et boreverktøy opphengt i en rigg og som blir senket inn i undergrunnsformasjonen. Fig.1C viser et eksempel på en kabeldrift som blir utført av et kabelverktøy opphengt av riggen og inn i brønnboringen for fig. 1B. Fig.1B viser et eksempel på en simuleringsoperasjon som blir utført ved et simuleringsverktøy som blir ført fra riggen og inn i en komplettert brønnboring for å hente fluider fra nedihullsreservoaret og inn til en overflatefasilitet.

[0023] Figurene 2A-2D er eksempler på grafiske bilder av data innhentet ved verktøyene for fig.1A-1D. 2A viser et eksempel på seismisk spor for en undergrunnsformasjon ifølge fig.1A. Fig.2B viser eksempel på prøvetak for formasjonen vist i fig.1B. Fig.2C viser et eksempel på en brønnlogging for undergrunnsformasjonen ifølge fig.1C. Fig.2D viser et eksempel på en fallende kurve for fluid som flyter gjennom undergrunnsformasjonen ved simulering ifølge fig.1D.

[0024] Fig.3 viser et eksempel på et skjematisk bilde, delvis i tverrsnitt av et oljefelt som har et flertall av datainnsamlingsverktøy posisjonert ved forskjellige lokasjoner langs oljefeltet for å innhente data fra undergrunnsformasjonen.

[0025] Fig.4 viser et eksempel på et skjematisk bilde av et oljefelt som har et flertall av brønnsteder for å prosessere hydrokarboner fra undergrunnsformasjonen.

[0026] Fig.5 viser et eksempel på skjematisk diagram for en del av oljefeltet for fig. 4 som viser simuleringsoperasjonen i detalj.

[0027] Fig.6 er et skjematisk bilde av en oljefeltsimulator for oljefeltet i fig.4, der oljefeltsimulatoren har brønnsted- og ikke-brønnsted-simulatorer selektivt koplet sammen for å utføre en oljefeltsimulering.

[0028] Figurene 7A og 7B er grafer som angir rate-basert kopling som kan være brukt for oljefeltsimulatoren ifølge fig.6. Fig.7A viser en rate-basert kopling uten skranker. Fig.7B viser en rate-basert kopling for et reservoar med skranke.

[0029] Fig.8 er en graf som viser en rask PI-kopling som kan bli brukt i oljefeltsimulatoren for fig.6.

[0030] Figurene 9A, 9B og 9C er grafer som viser en kordestigningsansamling som kan bli brukt i oljefeltsimulatoren for fig.6. Fig.9A viser en nettverkbegrenset brønn. Fig.9B viser en reservoarbegrenset brønn. Fig.9C viser et reservoar med redusert trykk.

[0031] Fig.10 er et flytskjema som viser en fremgangsmåte for å produsere fluid fra oljefeltet i fig.1.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0032] Herværende foretrukne utførelse for oppfinnelsen er vist i de ovenfor viste figurer og beskrevet i detalj under. Ved beskrivelse av foretrukne utførelsesformer vil like eller identiske referansenumre bli brukt for å identifisere felles eller tilsvarende elementer. Figurene er ikke nødvendigvis i skala og bestemte trekk og bestemte bilder av figurene kan være vist uthevet i skala eller skjematisk for å forenkle forståelse og presisjon.

[0033] Figurene 1A-1D viser et oljefelt 100 som har geologiske strukturer og/eller undergrunnsformasjoner deri. Som vist i disse figurer kan forskjellige målinger for undergrunnsformasjoner bli tatt av forskjellige verktøy ved den samme lokasjon. Disse målinger kan bli brukt for å generere informasjon om formasjonen og/eller de geologiske strukturer og/eller fluider inneholdt deri.

[0034] Figurene 1A-1D viser skjematiske bilder av et oljefelt 100 som har undergrunnsformasjoner 102 inneholdende et reservoar 104 deri og som viser forskjellige oljefeltoperasjoner som blir utført på et oljefelt 100. Fig.1A viser en undersøkelsesoperasjon som blir utført av en seismisk truck 106a for å måle egenskaper ved undergrunnsformasjonen. Undersøkelsesoperasjonen er en seismisk undersøkelsesoperasjon for å produsere lydvibrasjon(er) 112. I fig.1A blir en slik vibrasjon 112 generert av en kilde 110 og reflektert fra et flertall av etasjer (horizons) 114 i jordformasjonen 116. Lydvibrasjonen(e) 112 blir mottatt av sensorer (S) slik som geofonmottakere 118, anbrakt på jordoverflaten og der geofonmottakerne 118 produserer elektriske utgangssignaler referert til som data mottatt 120 i fig.1.

[0035] Som respons på de mottatte lydvibrasjonen(e) 112 som er representativ for forskjellige parametere (slik som amplitude og/eller frekvens) for lydvibrasjonen(e) 112. Data mottatt 120 blir tilveiebrakt som inngangsdata til en datamaskin 122a for seismikkregistreringslastebilen 106a, og som respons på inngangsdata vil registreringslastebil-datamaskinen 122a generere et seismikkdata-utgangsregister 124. De seismiske data kan bli videre prosessert etter ønske, f.eks. ved datareduksjon.

[0036] Fig.1B viser en boreoperasjon som blir utført ved et boreverktøy 106b opphengt av en rigg 128 og senket inn i undergrunnsformasjonen 102 for å danne en brønnboring 136. En slamtank 130 blir brukt for å trekke boreslam inn til boreverktøyet 106b via strømmingslinjen 132 for å sirkulere boreslam gjennom boreverktøyet 106b og tilbake til overflaten. Boreverktøyet 106b blir senket inn i formasjonen for å nå reservoaret 104. Boreverktøyet 106b er fordelaktig til passet for å måle nedihullsegenskaper. Boreverktøyet 106b kan også bli tilpasset for å ta prøveuttak 133 som vist eller bli fjernet slik at et prøveuttak 133 kan bli tatt ved bruk av et annet verktøy.

[0037] En overflateenhet 134 blir brukt for å kommunisere med boreverktøyet 106b og operasjoner eksterne i forhold til borested. Overflateenheten 134 er i stand til å kommunisere med boreverktøyet 106b for å sende kommandoer for å drive boreverktøyet 106b og for å motta data derfra. Overflateenheten 134 er fordelaktig tilveiebrakt med en datamaskin som muliggjør mottak, lagring, prosessering, og analysering av data fra oljefeltet 100. Overflateenheten 134 samler utgangsdata 135 generert under boreoperasjonen. Datamaskinmidler, slik som de som for overflateenheten 134 kan bli posisjonert ved forskjellige lokasjoner rundt oljefeltet 100 og/eller ved fjerntliggende lokasjoner.

[0038] Sensorer (S), slik som målere, kan bli posisjonert overalt i reservoaret, rigg, oljefeltutstyret (slik som nedihullsverktøy), eller andre deler av oljefeltet for å innhente informasjon om forskjellige parametere slik som overflateparametere, nedihullsparametre, og/eller driftsbetingelser. Disse sensorer (S) måler fordelaktig oljefeltparametere slik som vekten på borkronen, moment på borkronen, trykk, temperaturer, strømmingsrater, sammensetning og andre parametere for oljefeltoperasjonene.

[0039] Informasjonen innhentet av sensorene (S) kan bli samlet av overflateenheten 134 og/eller andre datainnsamlingskilder for analyse eller annen prosessering. Data samlet av sensorene (S) kan bli brukt alene eller i kombinasjon med andre data. Data kan bli innsamlet i en database og alle eller en utvalgt del av data kan bli selektivt brukt for å analysere og/eller forutse oljefeltoperasjoner for nåværende og/eller andre brønnboringer.

[0040] Datautgangen fra de forskjellige sensorer (S) posisjonert rundt oljefeltet kan bli prosessert for bruk. Data kan være historiske data, sanntidsdata eller kombinasjoner av disse. Sanntidsdata kan bli brukt i sanntid, eller lagret for senere bruk. Data kan også bli kombinert med historiske data eller andre innganger for videre analyse. Data kan bli lagret i separate databaser eller kombinert i en enkelt database.

[0041] De innsamlede data kan bli brukt for å utføre analyser, slik som modelleringsoperasjoner. For eksempel, vil seismikkdata-utgangen kunne bli brukt for å utføre geologiske, geofysiske, reservoartekniske, og/eller produksjonssimuleringer. Reservoaret, brønnboringen, overflate og/eller prosessdata kan bli brukt for å utføre reservoar, brønnboring, eller andre produksjonssimuleringer. Datautgangen fra oljefeltoperasjoner kan bli generert direkte fra sensorene (S) eller etter noen forhåndsprosessering eller modellering. Disse datautganger kan opptre som innganger for videre analyse.

[0042] Data blir innhentet og lagret i overflateenheten 134. Én eller flere overflateenheter 134, kan bli lokalisert ved oljefeltet 100, eller bli koplet fjerntliggende dertil. Overflateenheten 134 kan være en tidsdomene, eller et komplekst nettverk av enheter brukt for å utføre de nødvendige datastyringsfunksjoner gjennom oljefeltet 100. Overflateenheten 134 kan være et manuelt eller automatisk system. Overflateenheten 134 kan bli drevet og/eller tilpasset av en bruker.

[0043] Overflateenheten 134 kan bli tilveiebrakt ved en transceiver 137 for å tillate kommunikasjoner mellom overflateenheten 134 og forskjellige deler (eller regioner) for oljefeltet 100 eller andre lokasjoner. Overflateenheten 134 kan også bli tilveiebrakt med eller funksjonelt koplet til en styringsenhet for aktivere mekanismer ved oljefeltet 100. Overflateenheten 134 kan så sende kommandosignaler til oljefeltet 100 som respons på data som mottas. Overflatenheten 134 kan motta kommandoer via transceiveren eller kan selv utføre kommandoer til styringsenheten (the controller). En prosessor kan bli tilveiebrakt for å analysere data (lokalt eller fjerntliggende) eller for å ta avgjørelser for å aktivere styringsenheten. På dette vis kan oljefeltet 100 være selektivt tilpasset basert på data innhentet for å optimalisere fluidgjenvinningsrater eller for å maksimere levetiden for reservoaret og dets ultimate produksjonskapasitet. Disse tilpasninger kan bli gjort automatisk basert på datamaskinprotokoll eller manuelt av en operatør. I noen tilfeller vil brønnplanlegging kunne bli tilpasset til å velge optimale driftsbetingelser eller for å unngå problemer.

[0044] Fig.1C viser en kabeloperasjon som utført av et kabelverktøy 106c opphengt av riggen 128 og inn i brønnboringen 136 for fig.1B. Kabelverktøyet 106c er fordelaktig tilpasset for å bli senket inn i en brønnboring 136 for å utføre brønnlogging, utføre nedihullstester og/eller innhente prøver. Kabelverktøyet 106c kan bli brukt for å tilveiebringe en annen fremgangsmåte og et annet apparat for å utføre en seismisk undersøkelsesoperasjon. Kabelverktøyet 106c for fig.1c kan ha en eksplosiv eller akustisk energikilde 143 som tilveiebringer elektriske signaler til omgivende undergrunnsformasjoner 102.

[0045] Kabelverktøyet 106c kan være operativt koplet til, for eksempel, geofonene 118 lagret i datamaskinen 122a for seismikkregistreringslastebilen 106a for fig.1A. Kabelverktøyet 106c kan også tilveiebringe data til overflateenheten 134. Som vist, datautgangen 135 er generert av kabelverktøyet 106c og samlet ved overflaten. Kabelverktøyet 106c kan være posisjonert ved forskjellige dybder i brønnboringen 136 for å tilveiebringe en undersøkelse av undergrunnsformasjonen.

[0046] Fig.1D viser en produksjonsoperasjon som blir utført av et produksjonsverktøy 106d nedsenket fra en produksjonsenhet eller et juletre 129 inn i en komplettert brønnboring 136 for fig.1C for å trekke fluider fra nedihullsreservoarene og inn til overflatefasilitetene 142. Fluid flyter fra reservoaret 104 gjennom perforeringer i fôringsrøret (ikke vist) og inn til produksjonsverktøyet 106d i brønnboringen 136 og til overflatefasilitetene 142 via et samlingsnettverk 146.

[0047] Sensorer (S), slik som målere, kan bli posisjonert rundt oljefeltet for å innhente data som relaterer seg til forskjellig oljefeltoperasjoner som beskrevet over. Som vist kan sensoren (S) bli anordnet i produksjonsverktøyet 106d eller assosiert utstyr slik som juletre, samlingsnettverk, overflatefasiliteter og /eller produksjonsfasiliteten for å måle fluidparatere, slik som fluidsammensetning, fluidstrømmingsrate, trykk, temperaturer, og/eller andre parametere for produksjonsdriften.

[0048] Idet bare forenklede brønnstedskonfigurasjoner er vist, skal det forstås at oljefeltet kan dekke en del av slam, sjø og/eller vannlokasjoner som inkluderer én eller flere brønnsteder. Produksjon kan også inkludere innsprøytingsbrønner (ikke vist) for ekstra utvinning (added recovery). Én eller flere samlingsfasiliteter kan være operativt koplet til én eller flere av brønnstedene for selektivt å samle nedihullsfluider fra ett eller flere brønnsteder.

[0049] Idet figurene 1B-1D viser verktøy brukt for å måle egenskaper for et oljefelt 100 skal det forstås at verktøy kan bli brukt i forbindelse med operasjoner utenfor oljefelt, slik som ved gruver, aquifer-formasjoner, lagring eller andre undergrunnsfasiliteter. Også, idet bestemte datainnsamlingsverktøy er vist skal det forstås at forskjellig målingsverktøy som er i stand til å avføle parametere, slik som seismisk toveis transporttid (travel time), tetthet, resistivitet, produksjonsrate, osv., for undergrunnsformasjonen og/eller dens geologiske formasjoner kan bli brukt.

Forskjellige sensorer (S) kan bli lokalisert ved forskjellige posisjoner langs brønnboringen og/eller overvåkningsverktøy for å samle og/eller overvåke ønskede data. Andre kilder for data kan også bli tilveiebrakt fra ytre områder.

[0050] Oljefeltkonfigurasjon i figurene 1A-1D er tenkt å tilveiebringe en kort beskrivelse for et eksempel av et oljefelt som kan brukes ved den foreliggende oppfinnelse. En del av eller hele oljefeltet 100 kan være landbasert og/eller sjøbasert. Også, selv om et enkelt oljefelt tilpasset til en enkel lokasjon er vist, kan den foreliggende oppfinnelse også bli utnyttet med en hvilken som helst kombinasjon av én eller flere oljefelt 100, én eller flere prosesseringsfasiliteter og ett eller flere brønnsteder.

[0051] Figurene 2A-2D er grafiske visninger for data innhentet av verktøyene ifølge figurene 1A-1B. Fig.2A viser et seismisk spor 202 for undergrunnsformasjonen ifølge fig.1A tatt av undersøkelsesverktøyet 106a. Seismikksporet måler en toveis respons over en tidsperiode. Fig.2B viser et prøveuttak 133 tatt av boreverktøyet 106b. Prøvetesten vil typisk tilveiebringe en graf for tetthet, resistivitet, eller andre fysiske egenskaper for prøveuttaket 133 over lengden av prøveuttaket. Tester for tetthet og viskositet blir ofte utført på fluidene i kjernen ved forskjellig trykk og temperaturer. Fig.2C viser en brønnlogg 204 for undergrunnsformasjonen ifølge fig.1C tatt av et kabelverktøy 106c. Kabelloggen vil typisk tilveiebringe en resistivitetsmåling for formasjonen ved forskjellige dybder. Fig.2D viser en fallende produksjonskurve 206 for fluid som flyter gjennom undergrunnsformasjonen for fig.1D tatt av produksjonsverktøyet 106d. Den fallende produksjonslinjen 206 tilveiebringer typisk produksjonsraten Q som funksjon av tid t.

[0052] De respektive grafene for figurene 2A-2C inneholder statiske målinger som beskriver de fysiske karakteristikker for formasjonen. Disse målinger kan bli sammenlignet for å bestemme nøyaktigheten for målingene og/eller for å sjekke for feil. På denne måte kan plottene for hver av de respektive målinger bli tilpasset og skalert for sammenligning og verifisering av egenskapene.

[0053] Fig.2B tilveiebringer en dynamisk måling av fluidegenskaper gjennom brønnboringen. Idet fluidet flyter gjennom brønnboringen vil målinger bli tatt for fluidegenskaper slik som strømmingsrater, trykk, sammensetning, osv. Som beskrevet over vil de statiske og dynamiske målinger kunne bli brukt for å generere modeller for undergrunnsformasjoner for å bestemme karakteristikker av disse.

[0054] Fig.3 er et skjematisk bilde delvis i tverrsnitt av et oljefelt 300 som har datainnhentingsverktøy 302a, 302b, 302c og 302d posisjonert ved forskjellige lokasjoner langs oljefeltet for å innhente data fra undergrunnsformasjoner 304. Datainnsamlingsverktøyene 302a-302d kan være de samme som datainnsamlingsverktøyene 106a-106d for fig.1. Som vist, datainnsamlingsverktøyene 302-302d genererer dataplott eller henholdsvis målinger 308a-308d.

[0055] Dataplott 308a-308c er eksempler på statiske dataplott som kan bli generert ved datainnsamlingsverktøyet 302a-302d. Statisk dataplott 308a er en seismisk toveis responstid og kan være det samme som det seismiske spor 202 for fig.2A. Statisk plott 308b er data for et prøveuttak målt fra et prøveuttak for formasjonen 304 tilsvarende til prøveuttaket 133 for figur 2B. Statiske dataplott 308c er loggespor tilsvarende til brønnloggen 204 for fig.2C. Dataplottet 308d er et dynamisk dataplott for fluidstrømmingsrate over tid, tilsvarende til grafen 206 for fig.2D. Andre data kan også bli samlet, slik som historisk data, brukerinput, økonomisk informasjon, eller måledata, og andre parametere av interesse.

[0056] Undergrunnsformasjonen 304 har et flertall av geologiske strukturer 306a-306d. Som vist har formasjonen et sandstenslag 306a, et kalksteinslag 306b, et skiferlag 306c og et sandlag 306d. En bruddlinje 307 strekker seg gjennom formasjonen. De statiske datainnsamlingsverktøy er fordelaktig tilpasset til å måle formasjonen og detektere karakteristikker for å geologiske strukturer for formasjonen.

[0057] Idet en spesifikk undergrunnsformasjon 304 med spesifikke geologiske strukturer er vist, skal det forstås at formasjonen kan inneholde et flertall av geologiske strukturer. Fluid kan også være tilstede i forskjellige deler av formasjonen. Hver av målingsanordningene kan bli brukt for å måle egenskaper ved formasjonen og/eller dens underliggende strukturer. Idet hvert innsamlingsverktøy er vist ved spesifikke lokasjoner langs formasjonen, skal det forstås at én eller flere typer av målinger kan bli tatt ved én eller flere lokasjoner på tvers av ett eller flere oljefelt eller andre lokasjoner for sammenligning og/eller analyser.

[0058] Data samlet fra forskjellige kilder, slik som datainnsamlingsverktøyene for fig. 3, kan så bli evaluert. Typisk, vil seismikkdata, vist i det statiske dataplott 308a fra datainnsamlingsverktøy 302a bli brukt av en geofysiker for å bestemme karakteristikker for undergrunnsformasjonen 304. Prøveuttaksdata, vist i det statiske plottet 308b og/eller loggedata fra brønnloggen 308c blir typisk brukt av en geolog for å bestemme forskjellige karakteristikker for de geologiske strukturer for undergrunnsformasjonen 304. Produksjonsdata fra produksjonsgrafen 308d blir typisk brukt av en reservoaringeniør for å bestemme fluidstrømmingsreservoarkarakteristikker.

[0059] Fig.4 viser et oljefelt 400 for å utføre stimuleringsoperasjoner. Som vist, har oljefeltet et flertall av brønnsteder 402 som er operativt sammenkoplet til en sentral prosesseringsfasilitet 454. Oljefeltkonfigurasjonen for fig.4 er ikke ment å begrense omfanget for oppfinnelsen. En del av eller alle oljefeltene kan være på land og/eller til sjøs. Også, idet et enkelt oljefelt med en enkel prosesseringsfasilitet og et flertall av brønnsteder er vist, kan en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere oljefelt, én eller flere prosesseringsfasiliteter og ett eller flere brønnsteder være tilstede.

[0060] Hvert brønnsted 402 har utstyr som danner en brønnboring 436 inn i grunnen. Brønnboringen strekke seg gjennom undergrunnsformasjoner 406 inkluderende reservoarer 404. Disse reservoarer 404 inneholder fluider slik som hydrokarboner. Brønnstedene trekker fluid fra reservoarene og fører dem til prosesseringsfasiliteten via overflatenettverk 444. Overflatenettverk 444 har rør og styringsmekanismer for å styre strømmen av fluider fra brønnstedet til prosesseringsfasiliteten 454.

[0061] Fig.5 viser et skjematisk bilde av en del (eller område) av et oljefelt 400 for fig. 4 visende et produksjonsbrønnsted 402 og overflatenettverk 444 i detalj.

Brønnstedet 402 for fig.5 har en brønnboring 436 som strekker seg inn i grunnen under seg. I tillegg, viser fig.5 et innsprøytingsbrønnsted 502 som har en innsprøytingsbrønnboring 506. Som vist har brønnboringene 436 og 506 allerede blitt boret, komplettert og forberedt for produksjon fra reservoaret 404.

[0062] Brønnboringsproduksjonsutstyret 564 strekker seg fra brønnhodet 566 for brønnstedet 402 og til reservoaret 404 for å trekke fluider til overflaten. Brønnstedet 402 er operativt forbundet med overflatenettverket 444 via en transportlinje 561. Fluid flyter fra reservoaret 404, gjennom brønnboringen 436 og til overflatenettverket 444. Fluidet flyter så fra overflatenettverket 444 til prosesseringsfasilitetene 454.

[0063] Som beskrevet over, kan fluid bli innsprøytet gjennom en innsprøytingsbrønnboring slik som brønnboring 506 for å oppnå en tilleggsmengde av hydrokarboner. Fluid kan bli innsprøytet for å føre (sweep) hydrokarboner til produksjonsbrønner og/eller for å opprettholde reservoartrykk ved å balansere ekstrahert hydrokarbon med innsprøytet fluid. Brønnboringen 506 kan være en ny brønn som er boret spesifikt for å tjene som en injeksjonsbrønnboring eller en allerede eksisterende brønn som ikke lenger produserer hydrokarboner på økonomisk vis. Som vist i fig.5, kan brønnborings-innsprøytingsutstyr 514 strekke seg fra et brønnhode 516 for innsprøytingsbrønnstedet 502 for å innsprøyte fluid (f.eks. vist som 511 og 512 i fig.5.) I eller rundt periferien for reservoaret 404 for å skyve hydrokarboner (f.eks. vist som 513 i fig.5) mot en produserende brønnboring slik som brønnboring 436. Innsprøytingsbrønnstedet 502 er operativt forbundet til en innsprøytingstransportlinje 515, som tilveiebringer innsprøytingsfluid til innsprøytingsbrønnstedet 502 gjennom brønnhodet 516 og ned gjennom brønninnsprøytingsutstyret 514.

[0064] Det innsprøytede fluid kan inkludere vann, damp, gass (f.eks. karbondioksid), polymer, surfaktant, andre egnede væsker, eller en hvilken som helst av disse. En substans som er i stand til å blande seg med hydrokarboner som er gjenværende i brønnen blir kalt blandbar (miscible). For eksempel kan en surfaktant (vist som 511 i fig.5) et kjemisk produkt tilsvarende til vaskemidler bli injisert inn i reservoaret for å blande seg med noen av hydrokarbonene innestengt i berggrunnsporene f.eks. vist som 512 i fig.5. og frigjøre hydrokarbonene slik at fluid (f.eks. vist som 513) i fig.5) kan bli skjøvet mot produksjonsbrønnene. En teknikk for fluidinjisering er MWAG-innsprøyting, som involverer bruken av gasser slik som naturgasser (dvs. naturlig tilstedeværende blanding av hydrokarbongasser), karbondioksid eller andre egnede gasser. Den innsprøytede gass (f.eks. naturgass, karbondioksid, osv.) blander seg med noe av de gjenværende hydrokarboner i reservoaret, frigjør denne fra sine porer og skyver fluidene (f.eks. vist som 513 i fig.5) for dertil produksjonsbrønner. Vann (f.eks. vist som 511 i fig.5) blir ofte injisert bak gassen (f.eks. vist som 512 i fig.5) for å skyve de blandbare gassene og frigjorte hydrokarboner sammen basert på den inkompressible egenskap for vann. En annen teknikk involverer å injisere damp for kald tungoljeproduksjon med sand (Cold Heavy Oil Production with Sand (CHOPS)). CHOPS involverer en ønsket injisering av sandinnstrømming inn til en perforert oljebrønn for å produsere olje sammen med sanden. Dampinnsprøyting gir trykkfall i formasjonen for å bedre bevegelse av tung kald blanding av sand med olje.

[0065] Det innsprøytede fluid kan inkludere vann, damp, gass (f.eks. karbondioksid), polymer, surfaktant, andre egnede væsker, eller en hvilken som helst av disse. En substans som er i stand til å blande seg med hydrokarboner som er gjenværende i brønnen blir kalt blandbar (miscible). For eksempel kan en surfaktant (vist som 511 i fig.5) et kjemisk produkt tilsvarende til vaskemidler bli injisert inn i reservoaret for å blande seg med noen av hydrokarbonene innestengt i berggrunnsporene f.eks. vist som 512 i fig.5. og frigjøre hydrokarbonene slik at fluid (f.eks. vist som 513) i fig.5) kan bli skjøvet mot produksjonsbrønnene. En teknikk for fluidinjisering er MWAG-innsprøyting, som involverer bruken av gasser slik som naturgasser (dvs. naturlig tilstedeværende blanding av hydrokarbongasser), karbondioksid eller andre egnede gasser. Den innsprøytede gass (f.eks. naturgass, karbondioksid, osv.) blander seg med noe av de gjenværende hydrokarboner i reservoaret, frigjør denne fra sine porer og skyver fluidene (f.eks. vist som 513 i fig.5) for dertil produksjonsbrønner. Vann (f.eks. vist som 511 i fig.5) blir ofte injisert bak gassen (f.eks. vist som 512 i fig.5) for å skyve de blandbare gassene og frigjorte hydrokarboner sammen basert på den inkompressible egenskap for vann. En annen teknikk involverer å injisere damp for tungoljeproduksjon slik som termisk tungoljeproduksjon med dampinnsprøyting (Thermal Heavy Oil Production with steam injection) og kald tungoljeproduksjon med sand (Cold Heavy Oil Production with Sand, CHOPS)). CHOPS refererer seg til en ikketermisk primær prosess for å produsere tungolje. I denne fremgangsmåten, forbedrer en kontinuerlig produksjon av sand utvinning av tungolje fra reservoaret. I mange tilfeller vil et kunstig løftesystem bli brukt for å løfte olje med sand. Med andre ord, CHOPS involverer ofte en ønsket initiering av sandinnstrømming inn til en perforert oljebrønn for å produsere olje sammen med sanden.

Dampinnsprøyting muliggjør trykkfall i formasjonen for å forbedre bevegelse av tung, kald blanding av sand med olje.

[0066] Virkeevnen for MWAG-innsprøyting ved gjenvinning av gjenværende hydrokarboner fra et oljefelt avhenger av nøyaktig planlegging for innsprøytingsplaner slik som valg av fluid, bestemmelse av sammensetning av fluid for å sikre dens blandbarhet, pumperate, svitsjesykluser mellom forskjellige injiserte fluider, kontrollert grensesnitt og kapillærkrefter mellom forskjellig injiserte fluider, osv. MWAG-innsprøytingsskjemaene skal bli bestemt ved betraktning av geologer og geofysisk informasjon slik som temperatur, trykk, porøsitet, permeabilitet, sammensetning, osv. I tillegg til kompleksiteten ved å bestemme MWAG-innsprøytingsskjemaer så kan kilden for innsprøytingsfluid, begrensningene for prosesseringsfasiliteter og overflatenettverk og markedsverdien for olje ha en innvirkning på den totale ytelsen for oljefeltsoperasjonene. Tilsvarende vil virkningen av å bruke dampinnsprøyting for å forbedre termisk tungoljeproduksjon og/eller CHOPS også være avhengig av en nøyaktig planlegging av innsprøytingsskjemaene som beskrevet over.

[0067] En integrert simuleringsfremgangsmåte beskrevet under, kan bli brukt, for eksempel, for å modellere MWAG-innsprøytingsoperasjoner og tungoljeproduksjon med dampinnsprøytings (f.eks. CHOPS) -operasjon inkluderende forskjellige aspekter for oljefeltet, slik som geologiske, geofysiske, driftsmessige, finansielle, osv. I den integrerte simuleringsfremgangsmåten vil forskjellige begrensninger for oljefeltsoperasjoner bli betraktet slik som nettverksbegrensninger, prosesseringsfasilitetsbegrensninger, fluidkildebegrensninger, reservoarbegrensninger, markedspris-begrensninger, finansielle begrensninger, osv.

[0068] Som videre vist i fig.5, er sensorer (S) lokalisert rundt oljefeltet 400 for å overvåke forskjellige parametere under oljefeltoperasjoner. Sensorene (S) kan måle f.eks. trykk, temperaturer, strømmingsrater, sammensetning og andre parametere for reservoaret, brønnboring, overflatenettverk, prosessfasiliteter og/eller andre deler (eller regioner) for oljefeltoperasjonen. Disse sensorer (S) er operativt koplet til en overflateenhet 534 for å samle data derifra. Overflateenheten kan for eksempel være tilsvarende til overflateenheten 134 for figurene 1A-1D.

[0069] Én eller flere overflateenheter 534 kan være lokalisert ved oljefeltet 400, eller koplet fjerntliggende dertil. Overflateenheten 534 kan være en frittstående enhet eller et komplekst nettverk av enheter brukt for å utføre de nødvendige modellerings/planleggings/styringsfunksjoner (f.eks. i MWAG-innsprøytingsskjemaer eller dampinnsprøytingsskjemaer for tungoljeproduksjon slik som CHOPS) gjennom hele oljefeltet 400. Overflateenheten kan være et manuelt eller automatisk system. Overflateenheten kan være drevet og/eller tilpasset av en bruker. Overflateenheten er tilpasset til å motta og lagre data.

Overflateenheten kan også bli forsynt for å kommunisere med forskjellig oljefeltutstyr. Overflaten kan så sende kommandosignaler til oljefeltet som respons på data mottatt eller for utført modellering. For eksempel kan MWAG-innsprøytingsskjemaer eller dampinnsprøytingsskjemaer bli justert og/eller optimalisert basert på modelleringsresultater oppdatert i henhold til endringer i parameterne gjennom oljefeltet slik som geologiske parametere, geofysiske parametere, nettverksparametere, prosessfasilitets-parametere, fluidinnsprøytingsparametere, markedsparametere, og finansielle parametere, osv.

[0070] Som vist i fig.5, har overflateenheten 534 datamaskinegenskaper, slik som inne 520, styreenhet 522, prosessor 524, og visningsenhet 526, for håndtering av data. Data blir innsamlet i minnet 520, og prosessert av prosessoren 524 for analyse. Data kan bli samlet fra oljefeltsensorer (S) og/eller av andre kilder. For eksempel, kan oljefeltdata være supplementert av historiske data samlet fra andre operasjoner eller bruker-inndata.

[0071] De analyserte data (f.eks. basert på utført modellering) kan så bli brukt for å ta valg. En transceiver (ikke vist) kan bli tilveiebrakt for å tillate kommunikasjoner mellom overflateenheten 534 og oljefeltet 400. Styreenheten 522 kan bli brukt for å aktivere mekanismer ved oljefeltet 400 via transceiveren og være basert på disse avgjørelser. På dette vis kan oljefeltet 400 bli selektivt tilpasset basert på innsamlede data. Disse tilpasninger kan bli automatisk basert på datamaskinprotokoll og/eller manuelt av en operatør. I noen tilfeller kan brønnplanlegging bli tilpasset til å velge optimale operasjonsbetingelser eller for å unngå problemer.

[0072] For å forenkle prosessering og analyse av data, kan simulatorer bli brukt for å prosessere data for å modellere forskjellige aspekter for oljefeltoperasjonen. Spesifikke simulatorer blir ofte brukt i forbindelse med spesifikke oljefeltoperasjoner slik som reservoar eller brønnboringssimulering. Data matet inn til simulatoren(e) kan være historiske data, sanntidsdata eller en kombinasjon av disse. Simulering gjennom én eller flere av simulatorene kan bli gjentatt eller tilpasset basert på mottatte data.

[0073] Som vist, så er oljefeltoperasjonen tilveiebrakt med brønnsted- og ikkebrønnsted-simulatorer. Brønnstedsimulatorene kan inkludere en reservoarsimulator 340, en brønnboringssimulator 342, og en overflatenettverksimulator 344. Reservoarsimulatoren 340 finner hydrokarbonstrømming gjennom reservoarberggrunnen og inn i brønnboringen. Brønnboringssimulatoren 342 og overflatenettverkssimulator 344 finner hydrokarbonstrømmingen gjennom brønnboringen og overflatenettverket 444 for rørlinjene. Som vist, kan noen av simulatorene være separate eller kombinerte avhengig av de tilgjengelige systemer.

[0074] Simulatorene utenfor brønnen kan inkludere prosess 346 og økonomisimulatorer 348. Prosesseringsenheten har en prosess-simulator 346. Prosesssimulatoren 346 modellerer prosesseringsanlegget (f.eks. prosessfasilitetene 454)) der hydrokarbon(er) blir separert inn til konstituente komponenter (f.eks. metan, etan, propan, osv.) og forberedt for salg. Oljefeltet 400 er tilveiebrakt ved en økonomisimulator 348. Økonomisimulatoren 348 modellerer kostnader ved deler av eller hele oljefeltet 400 gjennom en del av eller hele varigheten for oljefeltdriften. Forskjellige kombinasjoner av disse og andre oljefeltsimulatorer kan bli tilveiebrakt.

[0075] Fig.6 viser et skjematisk bilde av en oljefeltsimulator 300 for modelleringsoperasjoner for et oljefelt 300. Denne simulator 300 kan utgjøre en del av et fullt produksjonssystem for et oljefelt. Som vist, kan flere simulatorer for oljefeltet være operativt koplet som en integrert målmodell (asset model) for å modellere integrerte operasjoner derimellom. Avhengig av en ønsket utgang, kan bestemte simulatorer bli selektivt koplet til en ønsket konfigurasjon. Idet en kan forestille seg et flertall av kombinasjoner, viser fig.6 kombinasjonen av tre reservoarsimulatorer 340a, 340b, 340c, to brønnboringssimulatorer 342a, 342b, en overflatenettverkssimulator 344, en prosess-simulator 346 og en økonomisimulator 348. Et flertall av kombinasjoner av to eller flere simulatorer kan bli selektivt linket for å utføre integrerte simuleringer.

[0076] I det viste eksempel, er et sett av simulatorer valgt for å beregne forskjellige kilde som påvirker strømmingen av fluid gjennom oljefeltet. Ytterst til venstre er tre forskjellige reservoarsimulatorer 340a, 340b, 340c, som er tilveiebrakt for å beregne forskjellige nivåer av tilnærming i matematisk representasjon for reservoaret. Disse reservoarsimulatorer 340a, 340b, 340c, beregner strømmen av hydrokarbon(er) fra reservoaret og inn i brønnen og strømming av fluid inn til reservoaret fra innsprøytingsbrønner. Én eller flere av de samme og/eller forskjellige reservoarsimulatorer kan bli brukt. For eksempel, kan reservoarsimulator 340a være en full reservoarsimuleringsmodell med økt nøyaktighet men redusert hastighet. Reservoarsimulator 340b er en tankmodell-stedfortreder for en reservoarsimulator, som typisk tilveiebringer en forenklet representasjon av en reservoarsimuleringsmodell. Denne type av reservoarsimulator er typisk mindre nøyaktig men raskere til å finne løsninger. Reservoarsimulator 340c er en oppslagstabell-erstatning for en reservoarsimulator som typisk er enda enklere og raskere til å finne løsninger.

[0077] Fig.6 demonstrerer at, avhengig av de ønskede analyser, vil forskjellige kombinasjoner av én eller flere simulatorer kunne bli brukt for å utføre en overordnet simulering. Hver kan ha fordeler og de forskjellige utganger kan bli sammenlignet. I det viste eksempel, vil noen av simulatorene kunne ta mer enn én uke å kjøre én gang. Således, én eller flere av de ønskede reservoarsimulatorer kan bli selektivt inkludert for å tilveiebringe mer umiddelbare utganger som kan bli sammenlignet med mer presise simuleringer som blir generert senere.

[0078] Som videre vist i fig.6, er brønnboringssimulatorene 342a, 342b og overflatenettverkssimulatoren 344 integrert inn i oljefeltsimuleringen tilstøtende til reservoarsimulatorene 340a, 340b, 340c. Overflatenettverkssimulatoren 344 er operativt koplet til brønnboringssimulatorene 342a, 342b. Disse brønnboringssimulatorer 342a, 342b og overflatenettverkssimulatoren 344 beregner strømmen av hydrokarboner i brønnen og gjennom overflaterørledningsnettverket (ikke vist). Simulatoren blir også brukt for å modellere innsprøyting av fluider inn i reservoaret. Som vist, er det forskjellige brønnboringssimulatorer 342a, 342b som kan blir brukt for oljefeltsimulering. Brønnboringssimulatorene 342a, 342b er selektivt koplet til reservoarsimulatorene 340a, 340b, 340c for å tilveiebringe datastrøm derimellom, som vil bli beskrevet under.

[0079] Som reservoarsimulator 340a, 340b, 340c, kan brønnboringssimulatorene 342a, 342b, og overflatenettverkssimulator 344, prosess 346 og/eller økonomisimulator(er) 348 også bli brukt i den overordnede oljefeltsimulering. Prosess-simulatoren 346 kan modellere aktiviteter av, f.eks. et råolje- & gasssimuleringsanlegg for separasjon av petroleum inn i sine bestanddeler og dannelsen av salgbare produkter. Prosess-simulatoren 346 er operativt koplet til overflatenettverkssimulatoren 344. Avslutningsvis, kan økonomsimulator 348 være operativt koplet til prosess-simulatoren 346. En kalkulasjonstabellmodell (a spreadsheet model) kan alternativt forberede produksjonsdata fra prosesssimulatoren 346 for økonomisk analyse. Økonomisimulatoren 348 modellerer den økonomiske utvikling ved hvert tidstrinn for en integrert målmodell (asset model). Selv om fig.6 viser ett eksempel på hvordan økonomisimulatoren er koplet for å utføre integrert simulering, så kan økonomimodellen i andre eksempler være koplet til et hvilket som helst punkt i den integrerte målmodellen der olje- og gassproduksjonsprognoser kan bli generert, fra en brønn i reservoarsimulatoren, fra en brønn i nettverksmodellen, fra eksportnode for nettverket som representerer den totale produksjon for området, eller fra separate hydrokarbon-komponentstrømmer i prosessanlegget.

[0080] Simulatorene i fig.6 antyder at simulatorene er operativt koplet for dataflyt dem imellom. Simulatorene er selektivt koplet for å tillate data i å flyte mellom de ønskede simulatorene. Så snart de er linket sammen vil simulatorene kunne bli konfigurert til å dele data og/eller utgangsdata mellom de tilkoplede simulatorer. Data og/eller andre utganger mottatt fra én simulator kan påvirke resultatene fra andre simulatorer.

[0081] Produksjonssystemet kan bli brukt for å kople forskjellige deler av oljefeltoperasjoner, slik som reservoar, brønnboring, overflate, prosessering og økonomisimulatorer slik som antydet. Simulatorene kan være plattformuavhengig og/eller i sanntid. Én eller flere simulatorer kan være av tilsvarende konfigurasjoner eller tilveiebrakt av forskjellige kilder slik at de kan forårsake problemer i kommunikasjon seg imellom. Simulatorene er derfor linket på en måte som tillater operasjon derimellom. Simulatorene kan være linket, f.eks. ved bruk av reservoar til overflatekopling og/eller strømming/variabel (stream/variable) -baserte koplinger. Fordelaktig, kan disse koplinger kople modeller sammen slik at modellene kan fylle løsninger sammen for den fulle simuleringstidsrammen. I noen tilfeller vil simulatorene initialt modellere separat, som forberedes på en full simulering.

[0082] Koplingen mellom simulatorer vil fordelaktig tillate en selektiv formidling av data derimellom. I noen tilfeller vil data flyte fritt mellom simulatorene. I andre tilfeller vil dataflyt være begrenset eller selektivt tillatt. For eksempel, kan det være mer tidseffektivt å tillate en simulator i å fullføre sin simuleringsprosess før den koples til andre simulatorer og mottar tilleggsdata fra disse. Det kan også være ønskelig å ekskludere bestemte simulatorer om f.eks. en defekt finnes i simuleringen.

[0083] Brukerinngang kan også bli brukt for å tilveiebringe begrensninger, alarmer, filtre elle andre driftsparametere for simulatorene. Således, der én simulator indikerer at operasjonsbetingelsene er uakseptable, så vil slike begrensninger bli overført til andre simulatorer for å begrense de tilgjengelige parametere for gjenværende del av oljefeltdriften.

[0084] Simulatorer er typisk koplet ved bruk av koplinger, slik som generiske node/variabel-koplinger eller spesielle nettverkskoplinger. Som vist i fig.6, danner numeriske noder/variabel-koplinger 352a, 352b forbindelser mellom brønnboringssimulatorer 342a, 342b og overflatenettverkssimulator 344. En generisk node/variabel-kopling 354 danner en forbindelse mellom overflatenettverksimulator 344 og prosessorsimulator 346. En annen generisk node/variabel-kopling 356 danner en forbindelse mellom prosess-simulator 346 og økonomisimulator 348. Disse typer av koplinger tillater data å flyte fritt mellom simulatorene. Således, blir data fra brønnboringen, overflaten, prosessering, og økonomisimulatorene fritt kunne flyte dem imellom.

[0085] I andre tilfeller, blir spesielle nettverkskoplinger brukt for å forenkel og/eller manipulere flyt av data mellom simulatorene. Som vist i fig.6 er reservoarsimulatorer 340a, 340b koplet til brønnboringssimulator 342a, via spesielle nettverkskoplinger 350a og 350b. Reservoarsimulator 340c er koplet til brønnboringssimulator 342b via spesiell nettverkskopling 350c.

[0086] Den spesielle nettverkskopling 350c, slik som implisitt eller eksplisitt kopling kan bli brukt mellom reservoar og brønnboringssimulator for å påtvinge nøyaktig hydraulisk respons fra nettverket på reservoaret. Disse koplinger tillater de koplede simulatorene i å modellere nettverksutstyr slik som gassløfteventiler, pumper, kompressorer og reduksjonsventiler. Koplingene kan også være konfigurert for å tillate de koplede simulatorer i å ta hensyn til strømmingssikkerhetsoppgaver slik som voks og hydratdannelse.

[0087] En implisitt kopling tillater simultan løsning av de koplede simulatorer. For eksempel, kan en kopling bli brukt for å tilveiebringe reservoar og brønnboringsstyrende ligninger. I noen tilfeller kan dette være en raskere fremgangsmåte for å utføre simuleringene og for å tilveiebringe for deling av data mellom simulatorene. I eksempelet vist i fig.6, er det tilveiebrakt en implisitt kopling mellom reservoarsimulator 340c og brønnboringssimulator 342b for simultan simulering basert på alle tilgjengelige data for begge simulatorer.

[0088] En eksplisitt kopling kan bli brukt for å løse reservoar og brønnboringsstyrende ligninger sekvensielt i en iterativ prosess. Med den sekvensielle prosessen, vil én simulator utføre sin simulering før den neste simulator begynner sin simulering. På denne måte, vil den første simulator kunne påtvinge grensebetingelser på den neste simulator. I eksempelet, vist i fig.6, kan en eksplisitt kopling 350c mellom reservoarsimulator 340c og brønnboringssimulator 342b indikere at reservoarsimulator fullfører sin simulering før koplingen til brønnboringssimulator 342b. Således, vil brønnboringssimulator 342b bli påvirket av utgangen for brønnboringssimulator 340c. Med andre ord, vil reservoarsimulator 340c påtvinge grensebetingelser på brønnboringssimulatoren. Brønnboringen er således avklart og reservoaret og brønnboringstrykket og strømmingsratene blir sammenlignet. Om strømming og trykk er innenfor en gitt toleranse så er reservoaret og brønnboringssimulatorene antatt å være balanserte.

[0089] De valgte koplinger kan også være tette eller løse. En tett kopling tilveiebringer kopling på et Newtonnivå. Tenk på en reservoarsimulering ved tidspunktet t0. For å gå forover til tidspunktet t1 vil reservoarmaterialbalanseligningene blir løst ved hver ikke-lineære (Newton) iterasjon. For å introdusere effektene av nettverket på reservoarmodellen (hydraulisk respons, innsprøyting, uttak) så vil nettverket være balansert med reservoaret ved et forhåndsgitt antall Newton. For eksempel, der en reservoarsimulator er koplet til en brønnboringssimulator som bruker en tett kopling vil systemet kunne være balansert ved bruk av en valgt nettverksbalanserende metode. Reservoarmaterialbalanse-ligningene blir så løst ved den første Newton-iterasjon. Brønnboringen og reservoarsimulatorer blir så balansert på nytt. Denne prosessen kan gjentas om ønskelig.

[0090] Tett kopling kan også bli brukt for å balansere reservoaret og brønnboringen ved slutten av tidstrinnet. Nettverket kan så bli modellert i reservoaret under koplingsprosessen. Dette kan bli brukt for å redusere effekten om brønninteraksjonen i reservoaret er vesentlig. Avhengig av antall Newton og iterasjoner vil tette koplinger kunne kreve et høyt antall av nettverksbalanserende iterasjoner.

[0091] Løse koplinger involverer en enkelt reservoar-nettverksbalanse ved starten av tidstrinnet. Så snart en balansert løsning har blitt oppnådd vil reservoaret kunne fullføre sitt tidstrinn uten videre interaksjon med nettverket. Dette er tilsvarende til tett kopling, men der reservoarsimulatoren er initialisert til null. Denne type av kopling blir brukt for å kople et flertall reservoarer, siden to reservoarer kan anta forskjellig antall av Newton-iterasjoner for å utføre det samme tidstrinn.

[0092] Koplingen kan være posisjonert ved forskjellige lokasjoner rundt brønnboringen. For eksempel kan reservoarbrønnborings-simulatorkoplingen være en bunnhulls-, topphulls- eller gruppekopling. Med en bunnhullskopling vil brønnkompletteringen bli modellert i reservoarmodellen fra sandfronten til bunnhullet. Brønnrøret blir modellert i nettverket. Dette betyr at en innstrømmingsmodell i nettverksbrønnen typisk blir ignorert. Bunnhullet kan typisk bli brukt for å tilveiebringe mer nøyaktig modellering for brønnen (flerfase strømmingskorrelasjoner/trykkforplantning) og strømmingsbekreftelse (flow assurance) (sammensetningsmodell/temperaturvariasjoner). Men, bunnhullskoplingen kan tilveiebringe ustabile områder på brønnkurven som forårsaker konvergensproblemer, som involverer løsning av ekstra gren pr. brønn, som krever rørbaner definert i både reservoar og nettverk, og ignorerer bestemte kompletteringsmodeller.

[0093] Med topphullskoplingen blir brønnkompletteringen og produksjonsrøret modellert i reservoarer. Brønngrensenoden i nettverket tar hensyn til dette. I tilfelle av at brønnboringssimulatoren, kilder eller fordypninger blir brukt for å representere brønner. Topphullskoplinger kan typisk tilveiebringe mindre grener i nettverksmodellen, ikke kostbare brønnboringsoppslag i reservoaret, og glatting av reservoar VLP-kurven. Men den kan miste oppløsningen i brønnboringsberegningen, og vil ikke nødvendigvis være kompatibel med bestemte nettverksbalanserende skjemaer.

[0094] Med gruppekopling vil en reservoar-brønngruppe som representerer en produksjonsmanifold kunne bli koplet til en kilde i et nettverk. Den integrerte simulator kan sette en felles topphullstrykk begrensning på brønnen, og påtvinge en hydraulisk respons fra nettverket. Et stort nettverk kan bli vesentlig redusert i størrelse, men oppløsning kan gå tapt i nettverksimuleringen.

[0095] I noen tilfeller er det begrensninger på typen av koplinger, slik som bunnhullstrykk, topphullstrykk, oljerate, vannrate, gassrate, væskerate, reservoarvolumsrate. Under nettverksbalanseringsprosessen vil reservoaret og nettverket utveksle grensebetingelser for således å avkomme ved en konvergerende løsning. Så snart konvergens har blitt oppnådd vil reservoaret kunne bli illustrert til å fortsette til neste tidstrinn. Ved dette punktet vil oljefeltsimulatoren kunne påtvinge begrensninger på reservoarbrønnen som reflekterer betingelsene for det konvergerte system.

[0096] Andre begrensninger er kan involvere begrensninger på simuleringen. For eksempel kan topphullstrykk uansett ikke være en gyldig begrensning i tilfellet av bunnhullskopling; å holde trykket kontant over et langt trinn kan resultere i et fall i raten og en pessimistisk produksjonsprognose; å holde raten konstant over et langt tidstrinn kan resultere i et trykkfall. Disse tilleggsbegrensninger kan bli inkludert for å forhindre overoptimistiske produksjonsprognoser, eller brønnavstengning (wells shutting in). Idet begrensninger kan inntre ved en hvilken som kopling, vil disse begrensninger typisk inntreffe langs reservoar/brønnboringskoplingen.

[0097] Det er ønskelig å la oljefeltsimulatoren være koplet på en måte som vil oppnå en nettverksbalanse innenfor et gitt sett av begrensninger. I noen tilfeller vil produksjonen kunne begynne å avta etter en periode av stabil produksjon.

Brønnens strømmingsstyring kan bli påtvunget i reservoaret som en brønn eller gruppebegrensning. Den kan også bli påtvunget i nettverket som en ratebegrensning på en nettverksgren. Etter en initial periode vil brønnen kunne begynne å avta. Dette kan være et resultat av utilstrekkelig oljeproduksjonspotensial for brønnen til å produsere i henhold til krav. I dette tilfelle vil reservoaret kunne svitsje brønnens styringsmodus fra olje til sin nest mest stringente styringsmodus. Dette kan være en annen ratestyring (vann/gass) eller en trykkbegrensning påtvunget på brønnen som et resultat av nettverksbalansering.

[0098] En grunn for dette kan være at systemet er begrenset av reservoarleveringsdyktighet. For å kunne produsere de daglige behov gjennom nettverket vil et minimum reservoartrykk (PW) kunne fordres å være større enn eller tilsvarende til nettverkstrykket (PN). Idet fluid blir trukket ut fra reservoaret vil reservoartrykket typisk falle. Når PW < PN, så vil nettverket kunne bli avskjært (cut back) for å øke strømmingen. I slike tilfeller vil systemet være begrenset av nettverksleveringsdyktighet.

[0099] Nettverksbalansering kan bli utført for å velge optimale driftbetingelser. Hver gang en simulator spør nettverket om en løsning må den bestemme hvilke grensebetingelser som skal overføres til nettverket. Typen av nettverksmodell og nettverksbalanseringsstrategi valgt av brukeren bestemmer basis for dette valg.

[00100] Nettverkstypen kan være automatisk bestemt av oljefeltsimulatoren.

Nettverket er bestemt ved å betrakte grensebetingelser og i tillegg fluidkarakteristiske data som blir overført fra oljefeltsimulatoren til nettverket. Avhengig av typen av nettverk, kan en grensebetingelse bli spesifisert. For eksempel kan sortoljeproduksjon ha grensebetingelser for lagringstankrater (stock tank rates) eller lineær IPR (en-fase), GOR og vannfraksjon (watercut). Produksjonssammensetningen kan ha en grensebetingelse for masserate eller molfraksjoner, eller masse IPR, og molfraksjoner. Vanninnsprøytning kan ha grensebetingelser for lagringstank-vannrate (stock tank water rate) eller forhold for vanninjeksjonstrykkstrømming (water injectivity pressure flow relationship). Sortoljeinjeksjon kan ha en grensebetingelse for lagringstankgassrate (stock tank gas rate) eller forhold for gassinjiserings-trykkstrømming (gass injectivty pressure flow relationship). Innsprøytningssammenstillingen kan ha en grensebetingelse for masserate eller forhold for masseinjeksjons-trykkstrømming. Andre nettverk og korresponderende grensebetingelser kan bli definert.

[00101] Nettverket kan videre ha definerte typer av koplinger slik som ratebase, fast PI, kordestigning og adlyde reservegrenser. Ratebasert kopling er den enkleste form for å kople et reservoar til et nettverk. Denne type av kopling spesifiserer ratene i nettverket og påtvinger trykkbegrensninger på reservoaret. Med denne type av kopling vil oljefeltsimulatoren overføre ratebaserte grensebetingelser til nettverket.

[00102] Basert på de integrerte simuleringsfremgangsmåter beskrevet over, vil en optimalisert arbeidsflyt bruke den integrerte modellen som kombinerer reservoarmodellen med overflatefasilitets-nettverksmodellen og prosessanleggsmodellen for å definere den optimale MWAG-syklus eller den optimale tungoljeproduksjon (f.eks. CHOPS) med dampinnsprøyting.

[00103] Figur 7A er en graf (400a) som illustrerer tilfellet der en reservoarbrønn er koplet til en nettverksbrønn uten ratebegrensninger. I dette tilfelle skal reservoarbrønnen produsere opp til trykkgrensen levert av den hydrauliske respons for nettverksmodellen. Dette krever at nettverksbalanseprosessen itererer for å finne skjæringslinjen for reservoarets innstrømmingskurve og nettverksbrønnens ytelseskurve. For å oppnå denne balanse vil de etterfølgende trinn kunne bli utført.

● Reservoarbrønnmodellen blir forespurt om sitt trykk og strømming (P1 og Q1), dette gir oss punkt 1 på reservoarinnstrømmingskurven.

● Raten, Q1, blir satt som grensebetingelse for nettverket, som søker å finne punkt 2 – første punktet på brønnkurven.

● Trykk P2 blir satt som en grense i reservoarbrønnmodellen som blir løst for å gi punkt 3.

● Den resulterende rate, Q4, blir satt i nettverket for å finne punkt 4.

[00104] Denne prosessen kan gjentas inntil reservoaret og nettverkstrykket og strømmingsverdiene er innenfor en gitt toleranse.

[00105] I fig.7A har den ratebaserte balanseringsprosessen antatt et flertall iterasjoner for å finne en løsning. Dette fordi systemet er begrenset av nettverksmottrykk. Som et resultat vil algoritmen måtte bevege seg mot kurvens skjæringspunkt (dvs. der både trykk og strømmingsrate konvergerer).

[00106] Figur 7B illustrerer et system der reservoarbrønnen koplet til en nettverksbrønn er ratebegrenset i reservoaret. Reservoarets innstrømmingskurve er begrenset til en spesifikk verdi - Qlimit. Systemet opererer ved denne begrensning så lenge som trykkbegrensningen påtvunget på brønnen ikke overskriver en maksimal terskel angitt ved Pmax.

[00107] Den ratebaserte koplingsalgoritmen behandler denne situasjonen som følger:

● Brønnmodellen blir spurt om sine driftsbetingelser og vil returnere Qlimit og Pmas.

● Qlimit blir satt som en begrensning i nettverket. Nettverksløsningene returnerer et trykk (Pn) og strømming (Qn = Qlimit).

● Idet Pn < Pmax, anses systemet å være konvergert.

[00108] Det konvergerte system oppnås her i en enkel iterasjon. Dette er fordi en antagelse blir gjort om at det er positive trykkforskjeller mellom reservoartrykket (Pmax) og nettverkstrykket (Pn) kan opptas av en nettverksstruping (a network choke).

[00109] Figur 8 viser hvordan den raske PI-fremgangsmåten finner en løsning. Den raske PI-metoden er en ikke-iterativ nettverksbalanseringsprosess. Denne koplingen har lineær IPR-er som er spesifisert i nettverket og ratebegrensningene er påtvunget på reservoaret. Nettverksbalanseringen er en tretrinns prosess.

Disse trinnene er:

● Etterspør reservoaret for dets brønnlineære IPR-kurve ved nåværende driftspunkt.

● Overfør IPR-en som en grensebetingelse til nettverkssimulatoren og løs med hensyn på nettverkstrykk og strømming.

● Sett strømmingsraten beregnet av nettverkssimulatoren i reservoaret.

[00110] Fremgangsmåten støtter seg på at nettverket utfører rateallokeringen. Slik at en hvilken som helst ratebegrensning skal påtvinges på nettverksnivå. Fordi den balanserende algoritmen setter rater i reservoaret vil eksisterende reservoarratemål og begrensninger bli adlydet. For å påtvinge strømmingsratebegrensninger på systemet blir ratebegrensninger påtvunget på nettverksmodellen.

[00111] Ved starten av tidstrinnet blir den lineære IPR for brønnen etterspurt. Dette vil være tangenten til brønnkurven ved dens nåværende driftstrykk og strømmingsrate. Denne IPR blir overført til nettverket, som løser med hensyn på punkt 2. Den korresponderende strømmingsraten blir satt i reservoaret. Dette balanseskjema er ikke-iterativt. Raten fra nettverket blir tatt som det oppdaterte driftspunkt. Det er ingen konvergenstest. I noen tilfeller vil materialet kunne bli balansert, mens trykk vil ikke bli det. Det kan være mulig å forbedre nøyaktigheten for denne fremgangsmåten ved å utføre rask PI-balanse ved et flertall av Newtoniterasjoner, vanligvis om et enkelt reservoar er koplet. Den raske PI-kopling er ikke-iterativ, og robust. Men, den kan forhindre reservoarbasert brønnstyring, og kan være unøyaktig siden kun rater blir balansert.

[00112] Figur 9A, 9B og 9C inneholder grafer som illustrerer kordestigningsskjemaet. Kordestigningsskjemaet setter en kordestigning for rater og PI tatt fra reservoarmodellen i nettverket. Denne koplingen spesifiserer enten rater eller IPR-er i nettverket og påtvinger trykkbegrensninger på reservoaret. Den søker å fungere med en hvilken som helst allerede eksisterende brønn og gruppestyring i reservoarmodellene, så vel som påtvunget nettverksmottrykk.

[00113] Algoritmen tilpasser seg selv til reservoaret ved å ta i betraktning de siste to driftspunkter på reservoar IPR. Dette betyr at ikke-lineær oppførsel i IPR-en (f.eks. effekter av overflatefaktorer eller brønn/gruppebegrensning) kan bli overført til nettverket. For å oppnå informasjon på hvorledes IPR endrer seg, vil i det minst to nettverksbalanserende iterasjon typisk blir utført.

[00114] Figur 9A og 9B betrakter et koplet reservoar til nettverkssimulering med to distinkte sett av brønnstyringsreguleringer. Figur 9A antyder et nettverksbegrenset system (network constrained system). En reservoarsimulering inneholdende 20 brønner matet inn i en felles manifold (gruppe). Reservoarbrønnene er koplet til en nettverksmodell. Brønnene i reservoaret er regulert på bunnhullstrykk (ingen brønn eller grupperateregulering). Nettverket innholder boretrykksspesifikasjon (sink pressure spesification) og en gitt borerategrense (sink rate limit). I dette tilfelle er brønnene regulert av nettverkets mottrykk påtvunget på reservoaret.

● Etterspør de initielle driftsbetingelser for reservoarbrønnene for å oppnå punkt 1 på IPR.

● Overfør grensebetingelsen til nettverket. Dette kan være:

Rate (vist i figur)

Lineær PI etterspurt fra brønnmodellen

● Nettverket blir løst for å oppnå punkt 2 på brønnkurven.

● Nettverkstrykket blir satt i reservoaret.

● Brønnmodellen blir funnet og forespurt for å returnere til punkt 3.

● En lineær PI blir konstruert ved bruk av de siste to driftspunkter på IPR-en.

● PI-en blir overført til nettverket som løser med hensyn på å gi punkt 4. ● Trinn 4 til 7 blir gjentatt inntil konvergens oppnås.

[00115] I etterfølgende tidstrinn, vil grensebetingelsene overført til nettverket på det første tidstrinnet være PI-beregnet ved konvergensløsningen ved det foregående tidstrinnet.

[00116] Figur 9B antyder en graf for et reservoarbegrenset system (Reservoir Constrained System). Brønnene blir regulert ved bruk av reservoargruppens reguleringsmålgruppe (reservoir group control target limit). Underliggende brønner blir drevet opp til en allokert kvantitet basert på deres produksjonspotensiale og gruppemålet. Nettverksmodeller blir begrenset basert på boretrykket (sink pressure). I dette tilfelle blir brønner regulert av reguleringene for reservoarbrønnen – der det antas at reservoaret har tilstrekkelig trykk til å støtte strømmingen gjennom nettverket.

● Etterspør intielle driftsbetingelser for reservoarbrønnene for å oppnå punkt 1 på IPR-en.

● Overfør grensebetingelser til nettverket. Dette kan være:

Rate

Lineær PI etterspurt fra brønnmodellen (vist i figuren)

● Nettverket blir løst for å oppnå punkt 2 på brønnkurven.

● Nettverkstrykket blir satt i reservoaret.

● Brønnmodellen blir funnet og spurt om å returnere til punkt 3. Merk at dette er på den kontante ratedelen for IPR-en.

● En lineær PI blir konstruert ved bruk av de minste to driftspunkter på IPR-en.

● PI blir overført til nettverket som løser med hensyn på å gi punkt 4. ● Det resulterende nettverkstrykk blir overført til reservoaret til punkt 5. ● Algoritmen detekterer at punkt 3 og 5 har den samme strømmingsrate – noe som indikerer at brønnen blir drevet under en ratekontroll påtvunget at reservoaret.

● Nettverket blir spesifisert med en konstant ratebegrensningsbetingelse og løst.

● Forutsatt av reservoartrykket er større enn nettverkstrykket så anses brønnen å være konvergert.

[00117] Idet reservoarsimuleringen beveger seg gjennom tid, så vil et uttak resultere i trykkfall.

[00118] Figur 9C antyder en graf for en brønnboringsoperasjon med et redusert reservoartrykk (Reduced Reservoir Pressure). Denne grafen viser en brønnkurve som skjærer med en IPR-kurve, som er vesentlig flatere enn i foregående figurer. Dette er ment å illustrere redusert reservoartrykk.

● Etterspør initiell driftsbetingelse for reservoarbrønnen for å oppnå punkt 1 på IPR-en.

● Sett ratebaserte grensebetingelser og løs nettverket. Dette resulterer i punkt 2.

● Det resulterende nettverkstrykk blir satt i reservoaret og brønnmodellen blir funnet for å gi punkt 3.

● Reservoaret kan ikke strømme ved det gitte trykk og blir avstengt i reservoaret.

● Ved dette punktet vil brønnopplivningslogikken (well revival logic) innebygget i koplingsalgoritmen tre inn.

En hvilken som helst brønn som har blitt "midlertidig" stengt som et resultat av et nettverk påtvunget trykkbegrensning blir gjenopplivet i reservoaret.

Gjenopplivingsgrensen kan bli satt av brukeren for å unngå unødige iterasjoner.

Om gjenopplivingsgrensen blir overtrådt vil brønnen bli permanent stengt i reservoaret.

● En lineær PI er konstruert ved bruk av punktene 1 og 3. Dette blir overført til nettverket som en grensebetingelse.

● Nettverket finner en løsning og returnerer til punkt 4.

● Det resulterende nettverkstrykket blir satt i reservoaret og brønnmodellen blir løst for å gi punkt 5.

● Om strømmingsraten er forskjellig vil algoritmen bruke de siste to driftspunkter for å konstruere en PI, eller, om de er de samme, en konstant rate. I det begrensede tilfelle av ingen strømming, blir PI konstruert ved bruk av det foreliggende driftspunkt og det siste strømmingsdriftspunkt. I dette tilfelle vil den lineære PI blir konstruert ved bruk av punktene 5 og punkt 1.

● PI blir overført til nettverket og løst med tanke på punkt 6 der systemet når konvergens.

[00119] Det kan være nødvendig å utføre brønngjenoppfriskning inntil en konvergensløsning blir oppnådd. Dette kan resultere i økt kjøretid og i noen tilfeller unødvendige brønnavstenginger. Dette vil typisk tilveiebringe nøyaktig, iterative koplinger for å sikre trykk og ratekonvergens, og adlyde forskjellige simulatorbegrensninger samtidig. Men, denne prosessen er iterativt og kan være treg.

Brønner kan dessuten bli avstengt som følge av utilstrekkelig reservoartrykk.

[00120] En annen koplingskonfigurasjon som kan blir brukt er adlyd reservoargrensene. Denne kopling spesifiserer rater i nettverket og påtvinger ratebegrensninger i reservoaret. Brønnstyringen tilgjengelig i reservoarsimulatoren er omfattende. Formålet med denne fremgangsmåten er å tillate et reservoar i å bli koplet til nettverk med minimal intervensjon som et resultat av nettverksbegrensninger. Dette kan bli gjort for å sikre at reservoarbrønnstyrings-reguleringen er adlydet mens den samtidig unngår brønnavstengingsproblemer, slik som de som kan inntreffe ifølge kordestigningsmetoden.

[00121] De koplede nettverk trenger kun å bli trykkspesifisert ved eksportnotatet (export note). Denne metoden inneholder ikke ratebegrensninger. Den adlydede omfattende koplingsalgoritmen (obey eclipse coupling algoritm) virker som vist under:

● Brønnmodellen blir etterspurt for sitt driftspunkt.

● Konstantrate-grensebetingelse blir sendt til nettverket og den blir løst. ● Om noen av nettverksbrønntrykkene er større enn de respektive reservoarbrønntrykk, vil brønnen måtte bli redusert (the well must be cut back).

En relaksasjonsparameter blir beregnet for brønnen basert på trykkforskjellen.

Reservoarbrønnen blir redusert ved bruk av relaksasjonsparameteren (0 < r < 1)

● Brønnmodellen blir løst med den nye raten.

● Trinnene 1-4, detaljert umiddelbart over, blir gjentatt inntil ingen brønn bryter med trykkbegrensningene påtvunget av nettverket.

● Reservoaret fortsetter til neste tidstrinn.

[00122] Den primære forskjellen mellom andre koplingsmetoder og denne metoden er hva som blir satt i reservoaret.

[00123] Figur 10 antyder en metode for å produsere fluider fra et oljefelt, slik som oljefeltet for fig.1. Denne metoden involverer å selektivt lenke simulatorer gjennom oljefeltet for å forutse og/eller regulere oljefeltsoperasjoner.

[00124] Data blir samlet fra oljefeltsoperasjonen (trinn 1001). I noen tilfeller er disse data historiske data basert på tilsvarende oljefeltsoperasjoner, tilsvarende geologiske formasjoner, eller anvendbare scenarier. Brukerinngangsdata kan bli tilveiebrakt basert på kjente parametere slik som prøvetaking av formasjonsfluider. Data kan også bli innsamlet fra sensorer posisjonert rundt oljefeltet som vist i fig.

5. Data kan bli lagret i minne og aksessert etter behov for å utføre simuleringer heri.

[00125] Fremgangsmåten involverer å velge simulatorer for oljefeltet (trinn 1002). Et flertall av simulatorer kan bli valgt for å definere oljefeltsimulering slik som reservoarsimulatorer 340a, 340b, 340c, brønnboringssimulatorer 342a, 342b, overflatenettverkssimulator 344, prosess-simulator 346 og økonomisimulator 348 for fig.6. For eksempel kan reservoarsimulator (340a) inkludere funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøytning og/eller utføre gjennom-tid-analyse bli valgt for modellering av MWAG-innsprøytningsdrift eller tungoljeproduksjon (f.eks. CHOPS) med dampinnsprøytning.

[00126] De valgte simulatorer er posisjonert langs en strømmingsbane (trinn 1004). Dette bringer oljefeltsimuleringene inn til et prosessflytdiagramformat som vist i fig.

6. Forbindelsene er fordelaktig etablert for å tilveiebringe en sekvens for strømming av produksjon gjennom flytdiagrammet. Som vist i fig.6, strømmer produksjonsfluidet fra reservoarsimulatoren, til brønnboringssimulatoren, til overflatenettverkssimulatoren til prosess-simulatoren, og til økonomisimulatoren.

[00127] Koplingene er etablert mellom de valgte simulatorer (trinn 1006). Disse koplinger er spesifisert i henhold til typen av kopling ønsket for det spesifikke flytdiagram. Som vist i fig.6, er koplingene 352a, 352b, 354 og 356 generelle nodekoplinger. Koplingene 350, 350b, 350c er spesielle koplinger. For eksempel kan koplingene involvere å kople en reservoarsimulator med funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøytning og/eller utføre gjennom-tid-analyse bli valgt for å modellere MWAG-insprøytningsdrift eller tungoljeproduksjon (f.eks. CHOPS) med dampinnsprøytning.

[00128] De koplede simulatorer blir så formattert (trinn 1008). For eksempel kan de koplede reservoar- og brønnboringssimulatorer bli definert som bunnhulls-, topphulls- eller grupperte koplinger. Fordi overflatenettverket, prosess- og økonomisimulatorene er generelle koplinger, vil ingen slik definisjon være nødvendig.

[00129] Prosesseringsoppsettet for oljefeltsimulatoren blir så satt (trinn 1009).

Oppsettsparametrene kan inkludere for eksempel tidsramme, frekvens, visning, osv, og blir brukt for å bestemme for eksempel starttid, slutttid og rapporteringsfrekvens under simuleringsløpene.

[00130] Oljefeltsimulatoren blir så utført (trinn 1010). Som vist i konfigurasjonen for fig. 6, vil reservoarsimuleringen løses først. Simuleringsmodellen og brønn/ nettverksmodellen itererer inntil de kommer til en felles løsning for leveringsdyktighet for hver brønn innenfor en forhåndsdefinert toleranse. Resultatene fra nettverket blir så sendt til prosess-simulatoren, som så løser anleggsdriften definert deri. Økonomisimulatoren blir så koplet til en hvilken som helst modell som generer en produksjonsprognose.

[00131] Resultatene og/eller rapportene blir generert som ønsket (trinn 1012). Idet oljefeltsimulatoren løper, vil statusmeldinger og/eller resultater for underliggende simulatorer kunne bli fremvist. Midlertidige og/eller endelige resultater kan bli valgt og bli generert.

[00132] Resultatene kan bli bruk for å justere endringer i oljefeltsimulatoren, for eksempel, ved modellering av MWAG-innsprøytningsoperasjoner eller tungoljeproduksjon (f.eks. CHOPS) med dampinnsprøytning (trinn 1014). Om simulatoren ikke tilveiebringer resultater som ønsket, eller om andre data antyder et problem, vil simulatoren kunne blitt justert. For eksempel, koplingen eller begrensningene definert for simuleringen kan bli endret.

[00133] Oljefeltoperasjonen, for eksempel, MWAG-innsprøytningsdriften eller tungoljeproduksjonen (f.eks. CHOPS) med dampinnsprøytning, kan også bli justert (trinn 1016). Simulatorene kan tilveiebringe informasjon som indikerer problemer ved brønnstedet som krever en handling. Simulatorene kan også indikere at justeringer i oljefeltdriften kan bli gjort for å forbedre effektiviteten eller rette problemer. Brønnstyringsstrategi kan bli justert for å definere forskjellige utviklingsscenarier som skal inkluderes i det integrerte simuleringsløpet.

[00134] Trinnene for deler av eller alle prosessene kan bli gjentatt etter behov.

Gjentatte trinn kan bli valgt utført inntil tilfredsstillende resultater oppnås. For eksempel kan trinn bli gjentatt etter at justeringer er gjort. Dette kan bli gjort for å oppdatere simulatoren og/eller bestemme påvirkningen for endringer som utføres.

[00135] Inngangsdata, kopling, layout og begrensninger definert i simuleringen tilveiebringer fleksibilitet for simuleringsprosessen. Disse faktorer for forskjellige simulatorer blir valgt for å møte kravene for oljefeltsdrift. En hvilken som kombinasjon av simulatorer kan bli selektivt linket for å skape en overordnet oljefeltsimulering. Prosessen for å linke simulatorer kan bli omorganisert og simuleringer kan gjentas ved bruk av forskjellige konfigurasjoner. Avhengig av typen av kopling og/eller arrangement av simulatorer, vil oljefeltsimuleringene kunne bli valgt for å tilveiebringe de ønskede resultater. Forskjellige kombinasjoner kan prøves og sammenliknes for å bestemme den beste utgangen.

Tilpasninger til oljefeltsimulering kan bli gjort basert på oljefeltet, simulatorene, arrangementet og andre faktorer. Prosessen kan bli gjentatt som ønsket.

[00136] Det skal forstås fra den foregående beskrivelse at forskjellige modifikasjoner og endringer kan bli gjort i de foretrukne og alternative utførelser ifølge den foreliggende oppfinnelse uten å bevege seg fra den sanne ånd ved oppfinnelsen. For eksempel kan simulatorer, koplinger og arrangement for systemet bli valgt for å oppnå den ønskede simulering. Simuleringene kan bli gjentatt i henhold til forskjellige konfigurasjoner og resultater sammenlignes og/eller analyseres.

[00137] Denne beskrivelsen er kun tenkt med hensikt for illustrasjon og skal ikke bli tolket på et begrensende vis. Omfanget for denne oppfinnelsen skal bli bestemt kun ved språket ifølge kravene som følger. Terminologien "omfattende" innenfor kravene er tenkt å skulle bety "i det minste inkluderende" slik som at den resiterte listing av elementer i et krav er en åpen gruppe. Entallstermer er tenkt å inkludere flertallsformer derav om ikke annet spesifikt er ekskludert.

Claims (25)

P A T E N T K R A V

1. En fremgangsmåte for å simulere operasjoner for et oljefelt som i det minste har et brønnsted, der hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for å ekstrahere fluid fra eller å injisere fluid til et undergrunnsreservoar deri, der fremgangsmåten omfatter:

å velge et flertall av simulatorer, der hver simulator modellerer i det minste en del av oljefeltet, i det minste én av et flertall av simulatorer har funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøytning;

selektivt å koble hver av flertallet av simulatorer i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, og

modellere en innsprøytningsoperasjon for oljefeltet ved selektivt å kommunisere mellom flertallet av simulatorer.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der innsprøytningsoperasjonen omfatter i det minste én valgt fra en gruppe bestående av Miscible Water Alternating Gas (MWAG) innsprøytning, Thermal Heavy Oil Production med dampinnsprøytning, og Cold Heavy Oil Production med sand (CHOPS) med dampinnsprøytning.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der innsprøytningsoperasjonen omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av vanninnsprøytning, naturgassinnsprøytning, polymerinnsprøytning, dampinnsprøytning, karbondioksidinnsprøytning, surfaktantinnsprøytning og kombinasjoner derav.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der flertallet av simulatorer mottar data fra sensorer posisjonert rundt oljefeltet for å måle parametere for oljefeltet.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å implementere en plan definert av flertallet av simulatorer.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, som videre omfatter å modifisere planen basert på modelleringen for innsprøytningsoperasjonen, der planen omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en MWAG-innsprøytningsplan. Thermal Heavy Oil Production med dampinnsprøytningsplan, og en CHOPS dampinnsprøytningsplan.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der i det minste én av et flertall simulatorer omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en reservoarsimulator, en brønnboringssimulator og en overflatenettverkssimulator.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å velge i det minste én simulator utenfor brønnstedet som modellerer et utenfor-brønnstedet-region for oljefeltet.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, der i det minste én simulator utenfor brønnstedet omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en prosesssimulator og en økonomisimulator.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der i det minste en kopling omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en implisitt kopling, en eksplisitt kopling, en generell node/variabel kopling, en tett kopling, en løs kopling, en bunnhullskopling, en topphullskopling, en gruppekopling, en ratebasert kopling, en rask PI-kopling og en kordehelningskopling.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der i det minste en kopling er begrenset i henhold til i det minste én valgt fra gruppen bestående av en nettverksbegrensning, en reservoarbegrensning og kombinasjoner derav.

12. Fremgangsmåte for å simulere operasjoner for et oljefelt som har i det minste ett brønnsted, hvert brønnsted har en brønnboring som penetrerer en undergrunnsformasjon for å ekstrahere fluider fra eller å injisere fluid til et undergrunnsreservoar deri, der fremgangsmåten omfatter:

å velge et flertall av simulatorer, der hver simulator modellerer i det minste en del av oljefeltet, i det minste én av et flertall simulatorer har funksjonalitet for å utføre gjennom-tid dynamisk modellering av en innsprøytningsoperasjon,

selektivt å velge én av et flertall simulatorer i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon; og

å utføre gjennom-tid dynamisk modellering for oljefeltet ved selektivt å kommunisere mellom flertallet av simulatorer.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der gjennom-tid dynamisk modellering omfatter i det minst én valgt fra gruppen bestående av Miscible Water Alternating Gas (MWAG) innsprøytning, Thermal Heavy Oil Production med dampinnsprøytning, og Cold Heavy Oil Production with Sand (CHOPS) med dampinnsprøytning.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der innsprøytningsoperasjonen omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av vanninnsprøytning, naturgassinnsprøytning, polymerinnsprøytning, dampinnsprøytning, karbondioksidinnsprøytning, surfaktantinnsprøytning og kombinasjoner derav.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der flertallet av simulatorer mottar data fra sensorer posisjonert rundt oljefeltet for å måle parametere for oljefeltet.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, som videre omfatter å implementere en plan definert av flertallet av simulatorer.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, videre omfattende å modifisere planen basert på modellering av innsprøytningsoperasjonen, der planen omfatter en MWAG-innsprøytningsplan, Thermal Heavy Oil Production med dampinnsprøytning, og en CHOPS med dampinnsprøytning.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der i det minste én av et flertall av simulatorer omfatter i det minst én valgt fra gruppen bestående av en reservoarsimulator, en brønnboringssimulator og en overflatenettverkssimulator.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende å velge i det minste en ikke-brønnsted simulator som modellerer en ikke-brønnsted region for oljefeltet.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, der i det minste en ikke-brønnsted simulator omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en prosess-simulator og en økonomisimulator.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der i det minste en kopling omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en implisitt kopling, en eksplisitt kopling, en generell node/variabel kopling, en tett kopling, en løs kopling, en bunnhullskopling, en topphullskopling, en gruppekopling, en ratebasert kopling, rask PI-kopling og en kordestigningskopling.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der i det minste en kopling er begrenset i henhold til én i det minste valgt fra en gruppe bestående av en begrensning, en reservoarbegrensning og kombinasjoner derav.

23- Et datamaskinlesbart medium omfattende instruksjoner som er eksekverbare av en datamaskin for å utføre fremgangsmåtetrinnene for å modellere en fluidinnsprøytningsoperasjon for et oljefelt som har en undergrunnsformasjon med i det minste et reservoar posisjonert deri, der instruksjonene omfatter funksjonalitet for:

å velge et flertall av simulatorer, der hver simulator modellerer i det minste en del av oljefeltet, i det minste én av flertallet simulatorer har funksjonalitet for å modellere fluidinnsprøytning;

selektivt å koble hver av flertallet av simulatorer i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon; og

modellere innsprøytningsoperasjoner for oljefeltet ved selektivt å kommunisere mellom flertallet av simulatorer.

24. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 23, der i det minste én av flertallet av simulatorer omfatter i det minste én valgt fra gruppen bestående av en reservoarsimulator, en brønnboringssimulator og en overflatenettverkssimulator.

25. Datamaskinlesbart medium, omfattende instruksjoner utførbare av en datamaskin for å utføre fremgangsmåtetrinnene for gjennom-tid dynamisk modellering for et oljefelt som har en undergrunnsformasjon med i det minste et reservoar posisjonert deri, der instruksjonene omfatter funksjonalitet for:

selektivt å velge et flertall av simulatorer, der hver simulator modellerer i det minste en del av oljefeltet, i det minste én simulator har funksjonalitet for å gjennomføre gjennom-tid dynamisk modellering for fluidinnsprøytning;

selektivt å koble hver av flertallet av simulatorer i henhold til en forhåndsdefinert konfigurasjon, og

gjennomføre gjennom-tid dynamisk modellering for fluidinnsprøytning for oljefeltet ved selektivt å kommunisere mellom flertallet av simulatorer.