NO342426B1 - Fremgangsmåte for sammenligning og tilbakefordeling av produksjon - Google Patents

Abstract

Flere fremgangsmåter og et system for å innlemme nedihulls- og overflatedata med modeller og justeringsalgoritmer for å tilbakefordele strømningsrater fra sammenblandede soner, så som brønner og reservoarer, tilveiebringes. Modellene inkluderer generelt fluidstrømning inn i reservoaret, fluidstrømning inn i brønnhullet, trykktap over en choke, og fluidstrømning inn i brønnkompletteringen. I disse fremgangsmåtene koples modellene med en algoritme for å sammenligne vekttapene fra de individuelt sammenblandede sonene til det totale kumulative sammenblandede volumet og justere minst en predikert rate slik at de passer til den målte strømningsraten over en spesifisert tidsperiode. En fremgangsmåte benytter en gjenanvisningsfaktor for justeringen av de predikerte ratene. Disse sammenligningene og fordelingsjusteringene kan utføres selv når hyppigheten ved de sammenblandede strømningsratene og målingene, hyppigheten ved de kumulative målingene, og hyppigheten for de predikerte ratene fra modellen er forskjellig fra hverandre, og er forskjellig fra den spesifiserte tidsperioden.

Description

BAKGRUNN

Denne seksjonen er ment å introdusere forskjellige aspekter ved teknikken, som kan knyttes med eksempelvise utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen. Denne diskusjonen antas å hjelpe til i å tilveiebringe et rammeverk for å gjøre det lettere med en bedre forståelse av særskilte aspekter ved den foreliggende oppfinnelsen. Således skal det forstås at denne seksjonen bør leses i lys av dette, og ikke nødvendigvis som innrømmelser av tidligere teknikk.

Område for oppfinnelsen

Utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen vedrører generelt en fremgangsmåte for å beregne fluidstrømning fra blandede soner. Spesielt er oppfinnelsen en fremgangsmåte for tilbakefordeling av strømningsrater fra en flerhet av sammenblandede soner.

Beskrivelse av relatert teknikk

En vanlig praksis innen olje- og gassindustrien er å sammenblande produksjon, enten nedihulls eller på overflaten. Der hvor flere soner er til stede i et reservoar, vil en økonomisk utviklingsplan innebærer sammenblanding av produksjonen til minst noen av sonene. Sammenblanding av produksjon er også kosteffektiv i scenarioer med flere brønner, så som på en plattform. Denne praksisen fører til usikkerhet med hensyn til hvor mye fluid som produseres fra en gitt sone, så som en brønn eller et reservoar, fordi en måling på enkelt strømningshastighet vanligvis tas nedstrøms for sammenblandingen.

Både produksjonshastigheten og voluminformasjonen fordelt på hver sone er nyttig for mange oppgaver innen reservoarundersøkelse og -håndtering. F.eks. avhenger mange teknikker, for å estimere den gjenværende produserbare oljen eller gassen i et reservoar, av nøyaktig kunnskap om mengden av olje og/eller gass produsert fra reservoaret i kombinasjon med nedihullstrykket. Historietilpassende produksjonsdata om olje, gass og vann, ved anvendelse av reservoarsimulator er en alminnelig praksis i arbeidsflyt som brukes til å foreta investeringsbeslutninger, så som hvorvidt det skal bores flere brønner eller ikke, eller utføre utbedrende operasjoner på brønnen.

Det er ikke bare kvaliteten på de fordelte produksjonsdata som begrenser kvaliteten på en historietilpasset modell, men fordeling av kvalitetshastighet er nødvendig for å generere nøyaktige produksjonsvolumer for individuelle brønner eller reservoarer som ofte er påkrevet for regelmessig rapportering. Denne rapporteringen er den drivende kraften for mange brønntester på overflaten, som ofte innebærer menneskelig intervensjon og er kostbare på grunn av utstyr, så som testseparatorer, og den påkrevde nedetiden for produksjonen.

Gjeldende praksis for bestemmelse av individuelle brønnstrømningsrater innebærer ofte å stenge inn forskjellige brønner for å få strømningshastighetsmålinger på en enkel brønn, eller justere produksjonsstrømmen, slik at hver brønns strømningshastighet bestemmes fra en testseparator. Brønner som sammenblander produksjon fra stablede reservoarer bruker ofte produksjonsloggeverktøy som har spinnere, som kan tillate avbrytelse av strømningshastighetene fra hvert perforert intervall. Se f.eks. Whittaker, A.C. og Lenn, C.P. (2005), "Improving Management and Allocation of Gas Production in Maturing Reservoirs: A Multiphase Spinner Response Model for the 21st Century", 14th Annual SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Bahrain, SPE Paper nr.

93135. Mer nylig har fleksible eller "smarte" kompletteringer blitt brukt med installert utstyr som kan benyttes i bestemmelse av individuelle brønnstrømningsrater. Disse kompletteringene tillater avlukking av visse intervaller for måleformål.

Straks individuelle målinger på strømningsrater er tilegnet, benyttes fremgangsmåter for ratefordelinger for å beregne en fordelingsfaktor for hver brønn, basert på dens relative produksjon i forhold til totalen. Disse ratefordelingsmetodene fører til ytterligere driftskostnader og forsinkede produksjonskostnader knyttet til perioder med avstenging for hver av brønnene. Videre kan ikke disse fremgangsmåtene gjøre rede for endringer i rateforholdene mellom periodiske separatortester. Videre, gjeldende tilnærmelser for å bestemme individuelle brønnrater gir ofte rater som er inkonsistente med nedihullstrykket. F.eks. kan nedihullstrykkene raskt øke, som indikerer at brønnen blir avstengt, men anvendelse av en konstant fordelingsfaktor kan fordele produksjonen for den brønnen i forhold til annen brønn, som ikke er avstengt i den samme perioden.

Det har blitt foreslått flere korrelasjonsbaserte og fysikkbaserte fremgangsmåter for strømningsratefordeling og ratepredikering. En fremgangsmåte bruker f.eks. en optimaliseringsalgoritme for å minimere forskjellen mellom predikerte og målte egenskaper, som inkluderte trykk, temperaturer og oljerater ved anvendelse av simuleringsmodeller som inkluderer rørstrømningsmodeller. Se Melbo, H. et al, (2003), "Software that Enables Flow Metering of Well Rates with Long Tiebacks and with Limited or Inaccurate Instrumentation", Offshore Technology Conference, Paper nr. 15363. Et problem med denne fremgangsmåten er at de predikerte produksjonsratene ikke er avstemt med den kumulative produksjonen. For at optimeriseringsalgoritmen skal virke ordentlig er det nødvendig med flere målinger for å gi et høyt konfidensnivå i modellen, som ofte ikke er tilfelle for reservoarsimuleringer.

I en annen fremgangsmåte anvendes fuzzy-logikk for å beregne individuelle sonefordelingsfaktorer, primært basert på brønnloggingsanalyse og støttet av tekniske data så som nedihullstrykk (BHP) og fluidegenskaper. Se Widarsono, B. et al. (2005), "Application of Fuzzy Logic for Determining Production Allocation in Commingle Production Wells", 2005 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, SPE Paper nr.93275. Denne fremgangsmåten estimerer de individuelle soneratene ved fravær av en produksjonsloggekjøring. Følgelig gir denne fremgangsmåten en enkelt fordelingsfaktor for en gitt overflate-brønntest (av den sammenblandede brønnen), og står derfor overfor de samme begrensningene som er til stede med periodiske overflate-brønntester. Dvs. denne fremgangsmåten tilveiebringer ikke noen måte å bestemme endringen i relativproduksjon fra hver sone mellom overflate-brønntestene på.

I en ytterligere fremgangsmåte er tilbakefordeling av produksjon basert på strømningsmålinger gjort oppstrøms for (før) sammenblandingspunktet. Se U.S. patent nr. 6 561 041, med tittel "Production Metering and Well Testing System". Denne fremgangsmåten krever strømningsmålere ved hver individuell brønn, som er dyrt, ut fra et instrumenteringsstandpunkt og ses ikke ofte i industrien.

I enda en fremgangsmåte har det blitt foreslått en analytisk ligning basert på Darcys lov hvor det antas pseudostasjonære gasstilstander for å beregne produksjonsforholdene for hvert intervall av et multiintervallsreservoar. Se Prabowo, H.S. og Rinadi, M. (1995), "A Production Allocation Method for Commingled Gas Completions", International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, Kina, SPE Paper nr.29913. Dessverre er denne fremgangsmåten kun gyldig for gassreservoarer og innebærer flere begrensende antagelser omkring reservoar- og fluidegenskapene. De eneste konseptbevisene som vises for å støtte denne fremgangsmåten er basert på simulerte data.

Videre, en annen fremgangsmåte bruker en tilbakefordelingsalgoritme som anvender en empirisk relasjon for brønnytelsen sammen med brønnhodetrykket for å predikere strømningsratene. Se Hamad, M., Sudharman, S., og Al-Mutairi, A. (2004), "Back Allocation System with Network Visualization", 11te. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, U.A.E., SPE Paper nr.88747.

Imidlertid er anvendelsen av empiriske korrelasjoner (spesielt basert på brønnhodetrykk) ikke-ønskelig fordi korrelasjonen sannsynligvis ikke er gyldig over en lengre tidsperiode. Dessuten kan det hende at anvendelsen av en empirisk relasjon ikke tvinger den kumulative produksjonen å bli avstemt med denne fremgangsmåten.

For å på en skikkelig måte å kunne tilbakefordele strømningsrater for en gitt sone bør den totale målte kumulative produksjonen innfris, som ikke gjøres i de fleste av disse prediktive modellene eller fremgangsmåtene. Typisk mangler tilbakefordelingsmetoder, basert på optimalisering, ytterligere trinn som er nødvendig for å avstemme de modellerte og/eller kalkulerte produksjonene for de individuelle sonene med den kumulative produksjonen. Konvensjonelle modeller som ikke avstemmer kumulativ produksjon tilveiebringer ikke fordelingsfaktorer som kan endres ved en relativ høy hyppighet (f.eks. mindre enn noen få uker). Som sådan, fremgangsmåtene som inkluderer uregelmessige fordelingsfaktorer mangler evnen til å anerkjenne hendelser med kortere tidshorisont (f.eks. høyere hyppighet), så som brønnavstengninger, endringer på hinnen, og endringer i chokeinnstilling/trekk-ned.

Således er det et behov for en mer nøyaktig fremgangsmåte for tilbakefordeling av brønnproduksjon ved å generere predikerte produksjonsrater som innfrir den totale målte kumulative sammenblandede produksjonen. Tilstrekkelig for olje- og gassproduksjon, kan en slik fremgangsmåte tilveiebringe en måte å bestemme endringen i relativ produksjon fra hver sone mellom overflate-brønntester og bør redusere det påkrevde antall avstengninger.

Annen kjent teknikk på området omfatter: ABB AS: "Uncertainty based production allocation using virtual multiphase flow metering", NORTH SEA FLOW MEASUREMENT WORKSHOP, 26 October 2004 (2004.10.26), som beskriver en fremgangsmåte for tilbakefordeling av strømningsrater fra en flerhet av sammenblandede soner, omfattende å generere predikerte strømningsrater, hvori hver av de predikerte strømningsratene har en hyppighet og tilsvarer en individuell sone som tilhører flerheten av sammenblandede soner; velge en spesifisert tidsperiode, hvori den spesifiserte tidsperioden er uavhengig av hyppigheten for hver av de predikerte strømningsratene; og justere de predikerte strømningsratene slik at en sum av de justerte predikerte strømningsratene over den spesifiserte tidsperioden hovedsakelig er lik et totalt sammenblandet volum av flerheten av sammenblandede soner over den spesifiserte tidsperioden.

Fra MIKAEL FRORUP: "Waterflooding optimization through a better understanding of production allocation", MEMCOM 2005 - VIII CONGRESO ARGENTINO DE MACANICA COMPUTACIONAL vol. XXIV 30 November 2005 (2005.11.30), pages 1425-1433, er det kjent en fremgangsmåte for optimalisering av vanninjisering gjennom en bedre forståelse av produksjons-tilbakefordeling.

US 3283570 beskriver produksjonsmåling i multiple ferdigstilte brønner.

US 2002/043370 A1 beskriver en fremgangsmåte og prosess for å beregne produksjonshistorie for individuelle soner i en flerhet av sammenblandede soner

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Omfanget av oppfinnelsen fremgår av de vedføyde patentkrav.

En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for tilbakefordeling av strømningsrater fra en flerhet av sammenblandede soner. Fremgangsmåten inkluderer generering av predikerte strømningsrater, hvori hver av de predikerte strømningsratene har en hyppighet og tilsvarer en individuell sone som tilhører flerheten av sammenblandede soner; velge ut en spesifisert tidsperiode, hvori den spesifiserte tidsperioden er uavhengig av hyppigheten for hver av de predikerte strømningsratene; og justere de predikerte strømningsratene slik at en sum av de justerte predikerte strømningsratene over den spesifiserte tidsperioden hovedsakelig er lik et totalt sammenblandet volum av den flerheten av sammenblandede soner over den spesifiserte tidsperioden.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

De foregående og andre fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil fremgå ved gjennomgang av den følgende detaljerte beskrivelsen av tegningene til de ikkebegrensende eksemplene av utførelsesformer, hvor:

Fig. 1 er en illustrasjon av et flytdiagram for tilbakefordeling av produksjonsrater for individuelle brønner ifølge visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen;

Fig. 2 er en illustrasjon av et flytdiagram for tilbakefordeling av produksjonsrater av individuelle brønner, basert på modellering av fluidstrømning i et reservoar ifølge visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen;

Fig. 3 er en illustrasjon av et flytdiagram for en produksjonssammenligning og justerings-/gjenanvisningsalgoritme utført i fremgangsmåter for tilbakefordeling av brønnproduksjonsrater av fig.1 og 2, ifølge visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen;

Fig. 4 er en illustrasjon av et flytdiagram for tilbakefordeling av produksjonsrater av individuelle brønner, basert på modellering av fluidstrømning i et brønnhull ifølge visse utførelsesformer av fig.1 og 3 av den foreliggende oppfinnelsen;

Fig. 5 er en illustrasjon av et flytdiagram for tilbakefordeling av produksjonsrater av individuelle brønner, basert på modellering av trykktap over en choke, ifølge visse utførelsesformer av fig.1 og 3 av den foreliggende oppfinnelsen;

Fig. 6 er en illustrasjon av et flytdiagram for tilbakefordeling av produksjonsrater av individuelle brønner, basert på modellering av fluidstrømning i en brønnkomplettering ifølge visse utførelsesformer av fig.1 og 3 av den foreliggende oppfinnelsen;

Fig. 7A-7C er illustrerende diagrammer av modellering med multippelt stablete reservoarer ifølge visse utførelsesformer av fig.1 av den foreliggende oppfinnelsen; og

Fig. 8 er en illustrasjon av et flytdiagram for tilbakefordeling av produksjonsrater av individuelle brønner, basert på en kombinasjon av forskjellige modeller av fig. 2, 4, 5 og 6, som kan vektes ifølge visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen.

BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

Innledning og definisjoner

I den følgende detaljerte beskrivelsesseksjonen beskrives de spesifikke utførelsesformene av den foreliggende oppfinnelsen i forbindelse med foretrukne utførelsesformer. Imidlertid, i den grad at den følgende beskrivelsen er spesifikk for en særskilt utførelsesform eller en særskilt anvendelse av den foreliggende oppfinnelsen, er dette kun ment å være for forbilledlige formål og tilveiebringer ganske enkelt en beskrivelse av de forbilledlige utførelsesformene. Således er ikke oppfinnelsen begrenset til de spesifikke utførelsesformene beskrevet nedenfor, men snarere inkluderer den alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som faller innenfor den sanne gløden og omfanget av de vedføyde kravene.

Utførelsesformer ved den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer fremgangsmåter og apparaturer for tilbakefordeling av strømningsrater av sammenblandede soner, inkludert sammenblandede brønner og reservoarer ved å sammenligne predikerte strømningsrater (f.eks. strømningsrater predikert for individuelle soner, basert på datainnputt til en modell) med målte strømningsrater og justere de predikerte strømningsratene for å avstemme den kumulative produksjonen. For noen utførelsesformer kan de predikerte strømningsratene fra en kombinasjon av forskjellige modeller kombineres med vektingsfaktorer for å generere predikerte strømningsrater for en gitt sone.

Som brukt her refererer uttrykket "sammenblandet strømning" generelt seg til produksjonen, injeksjonen eller krysstrømmen av fluid fra to eller flere separate soner gjennom en enkelt kanal. Soner som bidrar til sammenblandet strøm kan være en del av det samme eller forskjellige reservoarer.

Som brukt her referer uttrykket "kumulativ strøm" generelt seg til mengden av strøm over tid. Strømmen kan måles eller kalkuleres over en tidsperiode.

Som brukt her referer uttrykket "sone" generelt seg til et intervall eller en bergartsenhet differensiert fra omgivende bergarter, på basis av dens fossilinnhold eller andre særtrekk, så som forkastninger eller frakturer. Uttrykket sone kan også refererer seg til en diskret brønn innenfor en sammenblandet gruppe, en seksjon av en brønn med stablete intervaller, eller en del av et reservoar.

Som brukt her referer uttrykket "reservoar" generelt seg til et bergartslegeme under overflaten som har en tilstrekkelig porøsitet og permeabilitet til å lagre og overføre fluider.

Som brukt her kan uttrykkene "produksjon" og "strømningsrate" anvendes vekselvis og refererer seg generelt til volumet av produsert fluid per tidsenhet, og kan anvendes på sammenblandede strømmer (f.eks. sammenblandet produksjon) eller individuelle soner (f.eks. brønnproduksjon). Uttrykket "strømningsrate" kan også referere seg til injeksjons- eller krysstrømningsrater.

Som brukt her referer uttrykket "historietilpasning" generelt seg til en prosess av å justere minst én av reservoaregenskapene (f.eks. porøsitet, permeabilitet, metninger, kompressibiliteter, osv.), fluidfordeling, og brønnkompletteringsegenskaper, slik at målte reservoaregenskaper (f.eks. nedihullstrykk) hovedsakelig er lik

simulatorprediksjoner.

En eksempelvis generell modellering og fremgangsmåte for fordelingsjustering

Historisk har mange hindringer forhindret anvendelsen av analytiske og numeriske modeller som predikere rater fra individuelle soner i tilbakefordelingsproduksjon. Som et eksempel, produksjonsrater fra individuelle brønner endrer seg hyppig, og det kan hende de ikke endrer seg samtidig. Dette gjør sammenligning av ratene mellom de forskjellige brønnene vanskelig. Sammenligning av endrede produksjonsrater kan være utilstrekkelig dersom de ganske enkelt legger til individuelt sammenblandede brønnrater ved et bestemt øyeblikk, og sammenligner summen med den målte totale kumulative produksjonsraten ved det samme øyeblikket. En slik tilnærmelse gir ingen vurdering av fluidtransiente forsinkelser mellom en endring i raten ved en brønn og en endring ved målepunktet. For ytterligere å komplisere forholdene kan avstandene mellom disse målelokasjoner gå over flere kilometer, som ved et gitt øyeblikk kan gi prøvetakingsavvik. For å ta hensyn til disse fluidtransientene, kan sammenligninger ifølge noen utførelsesformer av oppfinnelsen gjøres over en spesifisert tidsperiode, uttrykt i egnede enheter, så som timer, dager eller uker. Ved å anvende relativt korte tidsperioder, kan hendelser med høyere hyppighet, så som brønnavstenginger, endring i filmen, og endringer i chokeinnstilling/trekk-ned være tatt hensyn til i de predikerte strømningsratene.

Fig. 1 illustrerer en fremgangsmåte for tilbakefordeling av produksjonsrater av individuelt sammenblandede produksjonssoner, så som brønner, mens spesifikkalitetene for forskjellige utførelsesformer er beskrevet i detalj nedenfor. Trinnene for disse fremgangsmåtene kan også anvendes på injeksjonsrater eller krysstrømningsrater for sammenblandede soner, inkludert overflateinjeksjon, intrasoneinjeksjon og brønntestinjeksjon slik som fagfolk innen teknikken vil erkjenne. Imidlertid, de følgende beskrivelsene av forskjellige utførelsesformer fokuserer på produksjon, siden produksjon kan være den mest alminnelig brukte applikasjonen, og som nevnt ovenfor, produksjon av individuelle soner er ofte påkrevet for rapportering til myndigheter.

I trinn 100 beregnes en predikert produksjonsrate for en gitt sone (f.eks. en hvilken som helst av brønner eller reservoarintervaller 1-n, hvor "n" kan være et hvilket som helst heltall) beregnes i trinn 102, 104 og 106. Til å begynne kan nedihulls og/eller overflatedata for en gitt sone samles inn fra en hvilken som helst egnet kilde, så som målelogginger eller lab-data som vist i trinn 102. Type data som samles inn bør være basert på type av modell som er planlagt for etterfølgende bruk. I trinn 103 kan de innsamlede dataene lagres, f.eks. i en database, analyserbart arkiv, eller i minne for senere anvendelse som beskrevet nedenfor. I trinn 104 kan dataene være innputt i et softwareprogram eller innlemmes inn i et annet middel for å danne en modell, og den individuelle soneproduksjonsratemodellen kan lages. For noen utførelsesformer kan den lagde modellen kalibreres, basert på hvilke som helst egnede målte data, så som strømningsrater- og trykkmålinger, samlet inn ovenfor i en anstrengelse for å oppnå større nøyaktighet i predikert strømningsrate. Selvsagt kan noen eller alle trinnene i de generelle og mer detaljerte fremgangsmåtene og modelleringen utføres på en hvilken som helst egnet beregningssystem, så som en PC, en nettverksserver, eller en superdatamaskin, slik som fagfolk innen området vil erkjenne.

Straks modellen har blitt laget, kan de predikerte produksjonsratene for denne særskilte sonen beregnes i trinn 106. Trinn 102, 104 og 106 kan utgjøre trinnene som er involvert for å beregne en predikert produksjonsrate for en individuell sone, og dette trinnet 100 kan gjentas for å bestemme alle de predikerte produksjonsratene for andre soner innenfor den sammenblandede gruppen (f.eks. brønner 1 til n). Siden de predikerte ratene fra de sammenblandede sonene kan anvendes i senere beregninger, kan de lagres i trinn 107, f.eks. i en database, et analyserbart arkiv, eller i minne, ifølge den individuelle sonen som den predikerte raten tilsvarer.

De predikerte ratene beregnet fra gjentatte implementeringer av trinn 106 kan deretter sammenlignes mot kalkulerte eller målte produksjonsverdier i trinn 110. Dersom innsamlede data ble lagret i trinn 104 og/eller de predikerte rater ble lagret i trinn 107, da kan disse også være innputt til sammenligningen og justeringsalgoritmen i trinn 110.

For så vidt de virkelige produksjonsratene fra hver sone vanligvis ikke er kjente, på grunn av kostnaden, kompleksiteten og nedetiden for måling av hver individuell sone, kan den totale kumulative produksjonen fra alle de sammenblandede sonene ("total kumulativ sammenblandet produksjon") anvendes for sammenligning isteden. Denne verdien for total kumulativ sammenblandet produksjon kan være kjent fra målinger (kanskje samlet inn og lagret i trinn 102, 103) eller kan beregnes ved å ekstrapolere en målehistorikk av samlede produksjonsmålinger for en spesifisert tidsperiode. Således kan de predikerte ratene for hver sone anvendes for å beregne en kumulativ produksjon for hver sone over en spesifisert tidsperiode, og deretter kan den kumulative produksjonen for hver sone summeres.

Denne summen kan deretter sammenlignes mot den virkelige totale kumulative sammenblandede produksjonsverdien, og de predikerte produksjonsratene kan deretter justeres tilsvarende for å tilpasse den målte produksjonsraten over den spesifiserte tidsperioden, som forklart nedenfor i mer detalj. Disse sammenligninger og fordelingsjusteringer kan utføres selv når hyppigheten på de sammenblandede produksjonsratemålingene, hyppigheten på de kumulative produksjonsmålingene og hyppigheten på de predikerte ratene fra modellen er forskjellig. Med andre ord er den spesifiserte tidsperioden uavhengig av (f.eks. ikke begrenset til) prediksjonsfrekvensene. De justerte ratene 112 som har blitt avstemt med den kumulative produksjonen kan være utgangsdata for etterfølgende anvendelse.

Eksempelvis reservoarmodellering og fremgangsmåte for fordelingsjustering

En fremgangsmåte for å sammenligne og tilbakefordele produksjonsrater for sammenblandede soner kan benytte trykktransientanalyse (PTA), materialbalanse (MB), og/eller historietilpasning (HM) for å analysere nedihullstrykkdata og modellere reservoarer som illustrert i fig.2. Siden PTA kan kreve en startverdi, kan et initielt estimat for en individuell brønns produksjonsrate dannes og innputt til PTA i trinn 202. Dette initielle estimatet kan være basert på enhver egnede data eller analyser derav, inkludert anvendelse av initielle fordelingsfaktorer 201 basert på tradisjonelle produksjonsbrønntester og/eller permeabilitetstykkelse (kh) som veier mot sammenblandede produksjonsrater 203.

I tillegg til nedihullstrykkdata 205, som har blitt målt ved relativt høy frekvens, kan bergarts- og fluidegenskaper 207 samles inn fra målelogginger, lab data og andre kilder og være innputt for PTA, MB og/eller HM i trinn 204. Bergarts- og fluidegenskapene 207 kan inkludere metninger, viskositet, bergartskompressibilitet og lignende. Straks denne analysen er utført, kan kritiske karakteristikker for reservoaret bestemmes og være en utgangsverdi. Disse reservoaregenskapene 206 kan inkludere kh, film, reservoarstørrelse og trykkstøtte.

I trinn 208 kan reservoarkarakteristikkene bestemt fra PTA, MB og/eller HM innlemmes i én eller flere egnede modeller, så som ratetransient analysemodell og/eller en reservoarsimulator, og ut fra disse kan den predikerte produksjonsraten for den individuelle brønnen beregnes i trinn 210. Trinn 202-210 kan utføres på de andre brønnene 1-n i den sammenblandede gruppen i en anstrengelse for å beregne predikerte produksjonsrater for disse brønnene.

For å bestemme hvorvidt de predikerte produksjonsratene fra modellene er i overensstemmelse med den målte totale produksjonsraten, kan produksjonssammenligningen og gjenanvisnings-/justeringsalgoritmen brukes i trinn 110. Fordi PTA kan benytte et estimat som en initielt predikert produksjonsrate, kan en iterativ prosess anvendes for å konvergere på endelige justerte produksjonsrater avstemt med kumulativ produksjon. I trinn 214, dersom de justerte ratene 112 er signifikant forskjellig fra de tidligere ratene som ble anvendt som innputt i PTA, MB og/eller HM utført i trinn 204, kan prosessen som begynner med trinn 204 gjentas med de nylig kalkulerte justerte produksjonsratene for hver individuell brønn. Straks rateinnputtene til PTA, MB og/eller HM i trinn 204 er nesten lik de justerte produksjonsratene 112 -eller i det minste konvergerer innenfor en akseptabel grense - for alle, eller i noen tilfelle, nesten alle de sammenblandede brønnutgangsverdier fra trinn 110, da bør modellen ha konvergert, og prosessen kan stoppe. En slik iterativ prosess kan føre til mer nøyaktig reservoarmodell, og derfor en mer nøyaktig rateprediksjon.

Fig. 3 er en illustrasjon av et flytdiagram for produksjonssammenligningen og justerings-/gjenanvisningsalgoritmen 110 utført i tilbakefordelingsmetoder for brønnproduksjonsrate, ifølge visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen. Algoritmen 110 kan innlemme predikerte produksjonsrater qj(t) 301 for hver individuelle sone og kan i trinn 302 beregne den predikerte kumulative produksjonen Qj,i for hver individuelle sone og spesifisert tidsperiode (Δt) 303 som kan tas inn av en operatør. Beregning av Qj ikan utføres ved å integrere den predikerte produksjonsraten qj(t) 301 for en gitt sone j over den spesifiserte tidsperioden (Δt) 303. Videre kan den predikerte produksjonsraten qj(t) 301 for en gitt sone j være en funksjon av tid fremfor en konstant, i hvilket tilfelle den kan også være en ikke-lineær funksjon. For noen utførelsesformer kan integrasjonen nedenfor utføres i trinn 302, hvor j er soneindeksen, i er tidsindeksen og t0er en referansetid:

For noen utførelsesformer benyttes den spesifikke tidsperioden (Δt) 303 i en anstrengelse for å sammenligne de predikerte produksjonsratene qj(t) 301 med den målte kumulative raten qT(t) 305 eller produksjonsvolum. F.eks., dersom månedlig oljevolumer er de eneste tilgjengelige målingene for bestemmelse av den kumulative produksjonen, bør en periode på en måned spesifiseres. Dersom hyppigere ratemålinger er tilgjengelige, kanskje fra utløpsledningen på en separator, kan den spesifiserte perioden 303 være en dag eller mindre. Ved å anvende kortere spesifiserte tidsperioder (Δt) 303, kan fordelingsmetoden beskrevet i denne seksjonen være mer i stand til å nøyaktig bestemme produksjonsratene fra individuelle soner fordi den kan tilpasse seg endringer i brønnen eller reservoarproduksjon som vil skje innen kortere tidsperioder enn tradisjonelle tilnærmelser, så som brønntester på overflaten og produksjonsloggkjøringer.

Tilbake til fig.3, i trinn 304 kan den målte produksjonsraten qT(t) 305 av de sammenblandede sonene anvendes for å beregne den totale kumulative sammenblandede produksjonen (QT,i) over den spesifiserte tidsperioden (Δt) 303. For noen utførelsesformer kan denne beregning gjøres ved å integrere den virkelige totale kombinerte raten qT(t) 305 over den spesifiserte tidsperioden (Δt) 303 som vist nedenfor:

Ved minst en alternativ utførelsesform kan den totale kumulative sammenblandede produksjonen (QT,i) over den spesifiserte tidsperioden (Δt) 303 allerede være kjent fra målinger, og kan brukes i stedet.

I trinn 306, kan forskjellen (ΔQi) mellom den totale kumulative sammenblandede produksjonen (QT,i) beregnet i trinn 304 og summen av de predikerte kumulative produksjonene (Qj,i) for alle de individuelle brønnene av den sammenblandede gruppen (beregnet for hver individuell brønn uten summering i trinn 302) beregnes som vist nedenfor:

Den beregningen som innebærer kumulative volumer tilveiebringer en sammenligning mellom den predikerte og virkelige total produksjonen.

Forskjellen (ΔQi) (underskudd eller overskudd fra virkelig produksjon) beregnet i trinn 306 kan deretter fordeles tilbake til de individuelle sonene slik at den virkelige kumulative produksjonen avstemmes. Forskjellen (ΔQi) kan være et positivt eller et negativt tall. Mange forskjellige metoder har blitt brukt for å bestemme den relative mengden av produksjonsvolum som bør fordeles for hver brønn. Disse kan inkludere, men er ikke begrenset til, fremgangsmåter basert på en fraksjon av den individuelle sonens volum mot total volumet, en relativ produktivitetsindeks (som kan være en funksjon av kh), eller den relative konfidensen man har i de predikerte ratene. Etter at en omfordelingsmetode har blitt besluttet, kan gjenanvisningsfaktorer (F*

j) for en individuell sone bestemmes i trinn 308, basert på den valgte metoden. Disse gjenanvisningsfaktorene (F*

j) kan være et hvilket som helst tall fra 0 til 1. I trinn 310 kan gjenanvisningsfaktorene (F*

j) multipliseres med differansen (ΔQi) beregnet i trinn 306 og legges til den predikerte kumulative produksjonen (Qj,i) for hver individuelle sone for å danne justerte predikert kumulative produksjonstall (Q *

j,i) som vist nedenfor:

I trinn 312, kan justerte produksjonsrater (q*j(t)) for hver individuelle sone bestemmes ved å multiplisere den predikerte produksjonsraten qj(t) 301 ved et forhold av den justerte predikerte kumulative produksjonen (Q *

J,i) til den opprinnelige kalkulerte predikerte kumulative produksjonen (QJ,i) for hver individuelle sone. Med den beskrevne fremgangsmåten i fig.3, bør disse justere produksjonsratene (q*j(t)) avstemmes med den predikerte kumulative produksjonen (QJ,i). Videre kan denne fremgangsmåten tillate justeringene å bli ikke-lineært utført, som kan være spesielt viktig når brønnhydraulikk mistenkes å inkludere ikke-lineære strømningseffekter, så som strømning gjennom en ventil eller andre strømningshindrende anordninger. En ligning for å bestemme de justerte produksjonsratene (q*j(t)) ifølge noen utførelsesformer kan bestemmes ved å multiplisere den predikerte produksjonsraten qj(t) til forholdet av den justerte predikerte kumulative produksjonen (Q *

j,i) til den opprinnelig kalkulerte predikerte kumulative produksjonen (Qj,i) for hvert tilsvarende tidsintervall fra (t0+ Δt·(i-1)) til (t0+ Δt·i) som følger:

Som en alternativ fremgangsmåte til å bruke gjenanvisningsfaktorene, kan produksjonsoverskuddet eller -underskuddet divideres likt over hver sone i trinn 310. Imidlertid tilveiebringer denne fremgangsmåten kun en rudimentær løsning. For å oppnå en mer vitenskapelig begrunnet løsning, bør fordelingsjusteringene gjøres basert på hver sones relative ytelse og fysikken i fluidstrømmen som beskrevet ovenfor.

En forbilledlig brønnhullsmodellering og fremgangsmåte for fordelingsjustering

En alternativ forbilledlig fremgangsmåte for sammenligning og tilbakefordeling av produksjonsrater for sammenblandede soner er illustrert i flytdiagrammet av fig.4.

Fluidstrømmen mellom trykkmanometere under produksjon kan modelleres enten i en transient eller stasjonær modus. Nedihullstrykket 401 og nedstrømstrykket 403 (f.eks. brønnhodetrykk) kan måles for en gitt brønn hvor egenskapene 405, så som rørstørrelse og ruhet, kan være kjente. I tillegg kan egenskaper for fluidet 407 i den gitte brønnen være kjente eller målte, og kan inkludere viskositet, gass/olje-forholdet (GOR), og vannkuttet (forholdet av vann produsert sammenlignet med volumet av totale fluider produsert). Begge disse trykkene 401, 403 sammen med fluidet 407 og brønnegenskaper 405 kan være input i en strømningsmodell for brønnhull, som kan utføres i trinn 402 for å predikere produksjonsstrømningsraten fra den gitte brønnen med en beregning utført i trinn 404.

I en utførelsesform kan strømningsmodellen for brønnhullet kalibreres ved anvendelse av en typisk produksjonsbrønntest eller en annen egnet tilnærmelse.

Strømningsmodellen for brønnhullet kan predikere ratene for hver brønn (1-n) ved å modellere relasjonen mellom fluidstrømningsratene og trykktapet mellom to punkter. En slik modell kan innlemme grunnleggende fysikk, inkludert hydrostatiske tap, friksjonsmessige tap og formtap, så som divergerende eller konvergerende strømning gjennom rør av endrende diametere.

Straks de predikerte ratene for individuelle brønner innenfor den sammenblandede gruppen (f.eks. brønner 1 til N) har blitt beregnet ved å gjenta prosessene dekket i trinn 402 og 404 med forskjellige input, avhengig av brønnen, kan den totale målte produksjonen sammenlignes i trinn 110 med modellpredikerte rater for anvendelse av en produksjonssammenligning og gjenanvisnings-/justeringsalgoritme som vist i fig.3 og beskrevet ovenfor. Utgangsverdien fra trinn 110 bør være justerte produksjonsrater (q*j(t)) samstemt med total kumulativ sammenblandet produksjon (QT,i) 112.

Tilsvarende den forbilledlige reservoarmodelleringen og fordelingsjusteringsmetoden ovenfor, kan noen av trinnene i den forbilledlige fremgangsmåten for brønnhullsmodellering og fordelingsjustering itereres for å forbedre modellen for brønnhullsstrømning, basert på de justerte ratene og for å konvergere på endelige justerte produksjonsrater.

En eksempelvis fremgangsmåte for choketrykktapsmodellering og fordelingsjustering

En annen fremgangsmåte for sammenligning og tilbakefordeling av produksjonsrater for sammenblandede soner er illustrert i flytdiagram av fig.5. I denne fremgangsmåten kan trykktapet over en choke 501 benyttes for å predikere strømningsraten over choken, og derfor fra brønnen. Behandlet som en strømningsmåler, kan choken plasseres ved brønnhodet eller nedihulls. En enkeltfase- eller multifasemodell for strøm over en blende kan brukes, avhengig av de produserte fluidene. Modellen kan inkludere annen input, så som chokeegenskaper 503 (f.eks. størrelse på blenden) og fluidegenskaper 505 (f.eks. viskositet, GOR og vannkutt). Modellen kan kalibreres ved anvendelse av en typisk produksjonsbrønntest eller annen egnet tilnærmelse. Etter å ha satt inn de nødvendige verdiene og utført chokestrømningsmodellen i trinn 502, kan de predikerte ratene for en individuell brønn beregnes ved trinn 504.

Straks de predikerte produksjonsratene qj(t) for individuelle brønner innenfor den sammenblandede gruppen (f.eks. brønner 1 til N) har blitt beregnet ved å gjenta prosessene dekket i trinn 502 og 504 med forskjellige inngangsverdier, avhengig av brønnen, bør den totale kumulative sammenblandede produksjonen (QT,i) sammenlignes i trinn 110 med de modellpredikerte produksjonsratene ved anvendelse av en produksjonssammenligning og gjenanvisnings-/justeringsalgoritme detaljert ut i fig. 3 og beskrevet ovenfor. Utgangsverdien fra trinn 110 bør være justerte produksjonsrater (q*j(t)) samstemt med total kumulativ sammenblandet produksjon (QT,i). Tilsvarende de andre forbilledlige modellene og fordelingsjusteringsmetodene beskrevet ovenfor, kan noen av trinnene i den forbilledlige choketrykktapsmodelleringen og fordelingsjusteringsmetoden itereres for å forbedre chokestrømningsmodellen, basert på de justerte produksjonsratene (q*j(t)) og for å konvergere på endelig justerte produksjonsrater.

En eksempelvis kompletteringstrykktapsmodellering og fremgangsmåte for fordelingsjustering

Enda en annen alternativ eksempelvis utførelsesform for sammenligning og tilbakefordeling av produksjonsrater for sammenblandede soner er illustrert i flytdiagrammet av fig.6. I denne fremgangsmåten, som f.eks. innebærer komplekse kompletteringer, så som "smarte" eller "fleksible" brønner, kan trykkdata 601 tilveiebringes fra multiple lokasjoner nedihulls. Således kan en rekke modeller brukes til å representere trykktapet over, og strømningsratene ved forskjellige deler av brønnkompletteringen. En brønnkomplettering kan være en hvilken som helst konfigurasjon av hardware som inkluderer, men er ikke begrenset til, sikter, ventiler, fôringsrør, rør, grus, stusser eller faste choker. Modellene kan også anvendes for å representere stasjonær- eller transientstrømning. Enkle reservoarmodeller kan anvendes for å simulere fluidstrømning fra reservoaret, selv om mer komplekse reservoarmodeller kan være påkrevet i visse situasjoner. Noen av reservoaregenskapene 603 som kan være egnet for noen reservoarmodeller inkluderer, men er ikke begrenset til, permeabilitetstykkelse (kh), film, reservoarvolum og/eller lignende.

Kompletteringsegenskaper 605, så som typen av komplettering og røregenskaper, og fluidegenskaper 607, så som viskositet, GOR og vannkutt, kan brukes av kompletteringsstrømningsmodellen. Anvendelse av en rekke modeller for å representere kompletteringsstrømmen kan være særlig nyttig for brønner som produserer fra flere stablede reservoarer.

For noen utførelsesformer kan responsene på trykkmanometrene først måles når fluidene strømmer ut fra hvert reservoarintervall ved kjente rater. Mens en empirisk relasjon kan utledes fra disse dataene, er det foretrukket å stole på en fysikkbasert hydraulikkmodell som relaterer fluidstrømningsrater og trykktap mellom trykkmålingslokasjonene. Hydraulikkmodellen kan inkludere i det minste hydrostatisk tap, friksjonsmessige tap og formtap, så som divergerende eller konvergerende strøm gjennom rør av forskjellige diametre, strømsplitting mellom rør og ringromsområder, og strøm gjennom restriksjoner i kompletteringshardware (f.eks. hulrom i sandstyringssikter, kalibrerte blendere og nedihullsreguleringsventiler).

Anvendelse av hydraulikkmodellen kan være nyttig i bestemmelse av de individuelle strømningsratene fra hvert reservoarintervall når strømmene fra hvert reservoarintervall sammenblandes, som fører til en enkeltbrønns strømningsrate. I denne situasjonen kan de målte trykkene påvirkes av de kumulative effektene av de sammenblandede strømmene, og ugyldiggjør enhver empirisk relasjon utledet ved målinger av trykkstrømrelasjonen når det strømmer fluider fra et enkelt intervall.

Etter å ha satt inn verdiene og utøvet modellene som setter sammen kompletteringsstrømmodellen i trinn 602, kan de predikerte ratene for en individuell brønn beregnes ved trinn 604. Tilsvarende tidligere fremgangsmåter, kan alle de predikerte ratene for de individuelle brønnene innenfor den sammenblandede gruppen (f.eks. brønner 1 til N) beregnes ved å gjenta prosessene dekket i trinn 602 og 604 med den samme type av input, men med forskjellige verdier avhengig av brønnen. Ut fra alt dette, i tilfelle av sammenblandet produksjon fra flere intervaller (eller reservoarer), kan produksjonssammenligningen og gjenanvisnings-/justeringsalgoritmen (som detaljert ut i fig.3 og beskrevet ovenfor) anvendes i trinn 110 i en anstrengelse på å oppnå justerte produksjonsrater 606 avstemt med den målte kumulative produksjonen. Dersom den totale strømningsraten fra brønnen kan måles, da kan den totale strømningsraten sammenlignes med summen av intervallets strømningsrater som beregnet ved hydraulikkmodellen. Differansen, som kan oppstå på grunn av antagelser gjort i modellen, kalibreringsdrift eller endringer i fluidegenskaper, kan fordeles på hver sone, basert på produksjonssammenligningen og gjenanvisnings/justeringsalgoritme 110, slik at summen av ratene fordelt på hver sone er lik den totale kumulative sammenblandede produksjonsraten.

Fig. 7A-7C er illustrerende diagrammer av modellering med multippelt stablede reservoarer ifølge visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen. I fig.7A kan en del av en brønn 700 avskjære to reservoarintervaller 702, 704 og kan utstyres med nedihullsventiler 706, 708. Med en pakning eller annen isolasjonsanordning 709, kan nedihullsventilene 706, 708 isolere de respektive reservoarintervallene 702, 704 for sammenblanding i røret 703. I en kalibreringsmodus kan toppventilen 706 åpnes mens bunnventilen 708 forblir lukket. Dersom strømningsraten ved overflaten kan måles, kan relasjonen mellom strømmen fra det første reservoarintervallet 702 og rørtrykket ved det første trykkmanometeret (P1) 710 bestemmes. Den samme prosedyren kan gjentas for å bestemme relasjonen mellom et andre trykkmanometer (P2) 712 og strømmen fra det andre reservoarintervallet 704 når det første reservoarintervallet 702 isoleres fra å komme inn i røret 703.

Imidlertid, når begge ventiler 706, 708 åpnes som vist i fig.7B, bør strømningsraten mellom toppventilen 706 og manometeret (P1) 710 være større enn strømningsraten fra det første reservoarintervallet 702. For å beregne bidraget fra det første reservoarintervallet 702 kan bidraget fra det andre reservoarintervallet 704 trekkes fra den totale brønnraten (hvis kjent), eller verdien kan bestemmes fra hydraulikkmodellen ved uavhengig beregning av bidraget fra hvert reservoarintervall 702, 704. Imidlertid, dersom antallet reservoarintervaller overskrider to, kan den førstnevnte metoden ikke lenger anvendes, og hydraulikkmodellen kan brukes til å beregne bidraget fra hvert reservoarintervall.

I et spesifikt eksempel kan trykkmålingene gjøres på en slik måte at strømmen fra en spesifikk sone kan bestemmes uten en reservoar- eller hydraulikkmodell. Som illustrert i fig.7C, kan trykkmålingene gjøres oppstrøms og nedstrøms for en kalibrert blende 706, 708, hvor verken oppstrøms- eller nedstrømsstrømmene skulle være påvirket av strømningsratene. F.eks. kan trykkmanometrene (P1a) 710 og (P1b) 712 anvendes til å måle trykket som strømmer gjennom toppventilen 706. Likeledes kan trykkmanometre (P2a) 714 og (P2b) 716 måle trykket på begge sider av bunnventilen 708. Imidlertid, som i den tidligere diskusjonen kan en reservoarmodell eller periodisk kalibrering utføres for å bestemme fasefraksjonene i hver sone ettersom fasefraksjonene endres. En fagmann innen området bør være i stand til å se for seg flere konfigurasjoner mellom dette og den konfigurasjonen beskrevet i fig. 7B, av hvilken som helst kan innebære et visst nivå av hydraulikk- eller reservoarmodellering.

I andre utførelsesformer, kan oljefeltsystemet kompliseres ytterligere når ventilene er justerbare med multiple chokeinnstillinger, hvor trykk-strøm relasjonen kan være forskjellig for hver ventilinnstilling. Med disse forskjellige innstillingene kan ventilene kalibreres ved forskjellige innstillinger, selv om hydraulikkmodellen kan forstyrre trykk-strøm relasjonen ved posisjoner hvor kalibrering ikke utføres, forutsatt at hydraulikkmodellen inneholder tilstrekkelig fysikk.

I enda en utførelsesform kan hydraulikkmodellen kalibreres ved anvendelse av typiske produksjonsbrønntester som vekselvis avstenger forskjellige produksjonsintervaller (eller reservoarer) som beskrevet ovenfor. Alternativt kan hydraulikkmodellen kalibreres ved produksjonslogginger - hvor spinnerdata registrerer fluidhastigheter i røret - eller ved temperaturmålinger (fra produksjonslogginger eller fra permanent fordelte temperaturmålingsanordninger, f.eks.). Disse kalibreringene bør generelt være gyldig inn til sammensetningen eller faseforholdene, så som gass-, olje- og vannfraksjoner, endres signifikant. Hydraulikkmodellene kan ta hensyn til endringen i kalibreringen på grunn av endrede fasefraksjoner; imidlertid kan ytterligere beregning være påkrevd for å predikere hvilke reservoarintervaller som erfarer endringen i fasefraksjoner. En reservoarmodell kan være passende for å gjøre denne beregningen, selv om kalibrering gjennom feltmålinger anbefales ved periodiske intervaller eller når høy nøyaktighet er foretrukket.

I noen andre utførelsesformer kan de målte trykkene anvendes sammen med hydraulikkog reservoarmodellene for å bestemme trykkene i reservoaret. Siden fordelingen bør måles over tid, kan reservoarmodellen predikere reservoarintervalltrykket, basert på mengden av fluid fjernet fra hvert intervall (massebalanse). Reservoartrykket kan til gjengjeld hjelpe til i hydraulikkmodellen, for å bestemme strømningsraten fra hvert intervall. Deretter kan det antatte reservoartrykket justeres slik at den predikerte brønn-(produksjons)raten qj(t) avstemmes med den målte totale brønnraten eller total kumulativ sammenblandet produksjon (QT,i). Differansen mellom reservoartrykkene predikert fra massebalansen og hydraulikkmodellen kan anvendes til å korrigere ratefordelingen blant soner over en spesifisert tidsperiode (Δt).

En eksempelvis vektet kombinasjonsmodellering og fremgangsmåte for

fordelingsjustering

I en ytterligere eksempelvis utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen kan kombinasjoner av modeller, inkludert de beskrevet ovenfor, brukes til å tilbakefordele sammenblandede sonerater som illustrert i fig.8. Ved å anvende de predikerte ratene 801a-801d beregnet fra modellene i trinn 106, 210, 404, 504 og 604, eller andre modeller, kan forskjellige vektingsfaktorer anvendes i trinn 802a-802d i en anstrengelse for å benevne den relative konfidensen (visshet) i hver av fremgangsmåtene og modellene som blir kombinert. Teknisk vurdering eller erfaring kan også anvendes for å bruke vektingsfaktorene. For noen utførelsesformer kan vektingsfaktorene være tall som spenner fra 0 til 1. Dersom alle de predikerte ratene fra hver av modellene som skal kombineres skal vektes likt, da bør alle vektingsfaktorene være like. Selv om fig.8 viser input for all de predikerte ratene fra modellene beskrevet ovenfor, kan mindre enn alle modellene innlemmes for noen utførelsesformer.

Etter at de vektede ratene 803a-803d fra hver av modellene som skal anvendes har blitt beregnet, kan det i trinn 804 beregnes en ny predikert data for en gitt sone. Dette kan gjennomføres ganske enkelt ved å summere de vektede ratene sammen. Tilsvarende fremgangsmåtene beskrevet ovenfor, som er ikke-kombinerte, kan de predikerte ratene for individuelle brønner innenfor den sammenblandede gruppen beregnes ved å gjenta prosessene dekket i trinn 802a-802d og 804 for en hvilken som helst modellkombinasjon som anvendes for hver av brønnene. Deretter i trinn 211, bør den totale målte produksjonen sammenlignes med de nye predikerte ratene beregnet i trinn 804 for hver av de sammenblandede soner ved anvendelse av produksjonssammenligning og gjenanvisnings-/justeringsalgoritme detaljert ut i fig. 3 og beskrevet ovenfor. Utgangsverdien fra trinn 110 bør være justerte produksjonsrater (q*j(t)) samstemt med total kumulativ sammenblandet produksjon (QT,i) 112.

Etter å ha lest denne beskrivelsen, kan fagfolk innen teknikken erkjenner at for noen utførelsesformer kan en iterativ prosess brukes på en hvilken som helst av fremgangsmåtene for å konvergere på endelig justerte strømningsrater avstemt med den kumulative produksjonen. Dersom de justerte produksjonsratene generert fra trinn 110 er signifikant forskjellige fra de tidligere ratene anvendt som input for analysen eller modellene i utførelsesformene, så kan fremgangsmåten som begynner med trinnet av å utøve modellen 402, 502, 602 gjentas med de nylig beregnede justerte produksjonsratene for hver individuell sone. Straks inputratene til modellene er nesten lik de justerte produksjonsratene - eller i det minste konvergerer innenfor en akseptabel grense - innenfor en enkel iterasjon for alle, eller i noen tilfeller, nesten alle de sammenblandede soneutgangsverdiene fra trinn 110, da skal modellene ha konvergert, og prosessen kan stoppe. En slik iterativ prosess kan føre til en mer nøyaktig modell, og derfor en mer nøyaktig rateprediksjon.

Mens den foreliggende oppfinnelsen kan være mottagelig for forskjellige modifikasjoner og alternative former, har de forbilledlige utførelsesformene diskutert ovenfor kun blitt vist som eksempel. Imidlertid, skal det igjen forstås at oppfinnelsen ikke er ment å være begrensende til de særskilte utførelsesformene beskrevet her.

Faktisk inkluderer den foreliggende oppfinnelsen alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som fallen innenfor omfanget av de vedføyde kravene.

Claims (11)

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for tilbakefordeling av en endelig predikert strømningsrate for en individuell sone som tilhører en flerhet av sammenblandede soner som har et totalt sammenblandet volum,

k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten omfatter:

a) predikere én eller flere initielle strømningsrater (801a-801d) for den individuelle sonen ved anvendelse av en hvilken som helst kombinasjon av to eller flere rateprediksjonsmetoder (106, 210, 404, 504, 604);

b) anvende vektingsfaktorer (802a-802d) som tilsvarer hver av den ene eller flere initielle predikerte strømningsrater for å generere én eller flere vektede predikerte strømningsrater (803a-803d);

c) beregne den endelige predikerte strømningsraten (804) for den individuelle sonen basert på den ene eller flere vektede predikerte strømningsrater;

d) gjenta trinn a til c for hver av de individuelle sonene innenfor flerheten av sammenblandede soner;

e) sammenligne det totale sammenblandede volumet med en sum av de endelige predikerte strømningsratene (110); og

f) justere de endelige predikerte strømningsratene (112) slik at en sum av de justerte endelige predikerte strømningsratene over en spesifisert tidsperiode er hovedsakelig lik det totale sammenblandede volumet over den spesifiserte tidsperioden.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor minst én av de predikerte strømningsratene er en ikke-lineær funksjon av tid.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det totale sammenblandede volumet er én av måling over den spesifiserte tidsperioden og beregnet basert på en sammenblandet strømningsrate over den spesifiserte tidsperioden.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor justering av de predikerte strømningsratene omfatter bestemmelse av en forskjell mellom det totale sammenblandede volumet og summen av de predikerte strømningsratene integrert over den spesifiserte tidsperioden.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor justering av de predikerte strømningsratene videre omfatter bestemmelse av en gjenanvisningsfaktor for hver individuell sone.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor gjenanvisningsfaktoren er basert på minst én av en fraksjon av et individuelt sonevolum til et totalt sammenblandet sonevolum, en relativ produktivitetsindeks, og en relativ konfidens i de predikerte strømningsratene.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre omfattende justering av den predikerte strømningsraten for hver individuelle sone integrert over den spesifiserte tidsperioden ved å legge til gjenanvisningsfaktoren for hver individuelle sone multiplisert med forskjellen for å danne et justert kumulativt volum for hver individuelle sone.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor justering av de predikerte strømningsratene videre omfatter multiplisering av den predikerte strømningsraten for hver individuelle sone med et forhold av:

det justerte kumulative volumet for hver individuelle sone, til

den predikerte strømningsraten for hver individuelle sone integrert over den spesifiserte tidsperioden.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor anvendelse av vektingsfaktorer omfatter multiplisering av hver av den ene eller flere predikerte strømningsrater med tall som spenner fra 0 til 1.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor vektingsfaktorene er basert på minst én av konfidens i data samlet inn i det ene eller flere rateprediksjonsmetodene, konfidens i en modell anvendt i den ene eller flere rateprediksjonsmetodene, og en teknisk vurdering.

11. System som omfatter:

en prosessor; og

et datamaskinlesbart medium som inneholder et program for tilbakefordeling av strømningsrater fra en flerhet av sammenblandede soner, som når utført av prosessoren, utfører operasjoner omfattende som definert i et av kravene 1 til 10.