NO343811B1 - Fremgangsmåte og system for stabilisering av formuleringsmetoder - Google Patents

Description

Oppfinnelsens område

Eksempelvise utførelsesformer av de foreliggende teknikkene gjelder en fremgangsmåte og et system for å forbedre stabilitet og effektivitet i datasimuleringer for flerfasestrøm.

Bakgrunn og kjent teknikk

Det er kjent fra eksempelvis patentsøknaden WO2008/036982AI å kunne bestemme et tidsrom for simulering av reservoaret ved bruk av en reservoarmodell, idet reservoaret er representert som et flertall av gitterceller og modelleres som et flerfasesystem ved bruk av flere partielle differensialligninger, og beregner et antall Courant-Friedrichs-Lewy (CFL) betingelsene for reservoarmodellen som svarer til tidstrinnet, hvor mange CFL-betingelser beregnes for hver av de mange gitterceller og omfatter en CFL-tilstand, en sammensetning CFL-tilstand og en metning CFL-tilstand beregnes samtidig, simulerer en første gittercelle av flerheten av gitterceller ved bruk av reservoarmodellen med et implisitt trykk, eksplisitt trykk, eksplisitt matingssystem (IMPES) for å oppnå et første simuleringsresultat, den første gittercelle som ikke har CFL-tilstand av flere CFL-betingelser med en verdi større enn en, og simulere en andre gittercelle av flerheten av gitterceller ved bruk av reservoarmodellen med en endelig implisitt Metode (FIM) system for å oppnå et andre simuleringsresultat, den andre gittercelle som har minst en CFL-tilstand av flerheten av CFL-betingelser med en verdi som er større enn en, og utfører oljefeltoperasjonen basert på det første og andre simuleringsresultat.

Dette avsnittet er ment å introdusere forskjellige aspekter av teknikken, som vil kunne knyttes til eksempelvise utførelsesformer av de foreliggende teknikkene. Denne omtalen antas å kunne hjelpe til med å tilveiebringe et rammeverk for å legge til rette for en bedre forståelse av særskilte aspekter ved de foreliggende teknikkene. Følgelig skal det forstås at dette avsnittet skal leses i lys av dette, og ikke nødvendigvis som innrømmelser av tidligere teknikk.

Hydrokarboner er i omfattende bruk som råvarer for brensler og kjemikalier. Hydrokarboner blir generelt funnet i undergrunns steinformasjoner som kalles «reservoarer». Å ta kunne ut hydrokarboner fra reservoarene vil være avhengig av en rekke fysiske egenskaper for steinformasjonene, så som permeabiliteten for den bergarten som inneholder hydrokarbonene, hydrokarbonenes evne til å strømme gjennom formasjonene i bergarten, og den andelen av hydrokarboner som er til stede, blant annet.

Ofte blir matematiske modeller, som kalles simuleringsmodeller, benyttet til å simulere hydrokarbonreservoarer og optimalisere produksjonen av hydrokarboner. Målet med en simuleringsmodell er generelt å simulere strømningsmønstre i den underliggende geologien for å kunne optimalisere produksjonen av hydrokarboner fra et sett med brønner og overflatefasiliteter.

Simuleringsmodellen er av en type «Computational Fluid Dynamics» simulering, hvor et sett med partielle differensialligninger (PDE’er) som styrer flerfase, multikomponents fluidstrømning gjennom porøse medier, og det tilkoblede fasilitetsnettverket blir approksimert og løst.

Settet med styrende differensialligninger varierer med den fysiske prosessen som blir modellert i reservoaret. De innbefatter vanligvis, blant annet, volumbalanse, massekonservering og energikonservering. Simuleringen er en iterativ prosess i tidstrinn hvor en særskilt produksjonsstrategi for hydrokarboner optimaliseres.

For å utføre rask og nøyaktig reservoarsimulering, vil diskretiserings- og formuleringsmetoder være av sentral betydning fordi de tar hånd om å løse matematiske ligninger som styrer flerfasestrømning. Simuleringsmodeller diskretiserer de underliggende PDE’ene på et strukturert (eller ustrukturert) nettverk, som representerer reservoarbergarten, brønnene og fasilitetsnettverket på overflaten. Tilstandsvariable, så som trykk og metning, defineres på hver blokk i nettverket.

Diskretiseringstrinnet former de partielle differensialligningene til en diskret form som er egnet for løsning med datamaskiner. Formuleringsmetoden bestemmer den samlede løsningsprosedyren. Formuleringsmetoden bestemmer også hvordan forskjellige ligninger og ukjente vekselvirker i prosessen. Ukjente vil kunne innbefatte ukjente variable, så som trykk, metning, komponentmasser, osv.

Fremgangsmåter for diskretisering innbefatter endelig differanse/endelig volum, endelig element, blandet endelig element, diskontinuerlig Galerkin, mimetisk endelig differanse, osv. I dag blir oppsett med to-punkts endelig volum i alminnelighet benyttet fordi de er såpass lette å implementere og raske å utføre. Imidlertid har to-punkts endelig volum skjemaer blitt funnet å være ugunstig, uttrykt ved nøyaktighet, sammenlignet med fremgangsmåter for typer oppsett med multipunkts endelig volum eller endelig element. Se Aavatsmark, I., “An Introduction to Multipoint Flux Approximation for Quadrilateral Grids,” Computational Geosciences, 6, 405-432 (2002); se også Chen, Q., Wan, J., Yang, Y. og Mifflin, R., “A New Multipoint Flux Approximation for Reservoir Simulation,” publikasjon SPE 106464 presentert på “2007 SPE Symposium on Reservoir Simulation”, The Woodlands, Texas, 26.-27 februar 2007; se også Hoteit, H. og Firoozabadi, A., “Compositional Modeling by the Combined Discontinuous Galerkin and Mixed Methods,” SPE J., 19-34. (2006); se også Coats, K.H., “A Note on IMPES and Some IMPES-Based Simulation Models,” SPE J., 248 (2000).

Formuleringsmetoder innbefatter IMPES, Sekvensielt Implisitt (SI), IMPSAT og Koplet Implisitt (CI). Alle disse fremgangsmåtene har vært i omfattende bruk for løsning av praktiske problemer i simuleringsmodeller.

De forskjellige fremgangsmåtene for simulering produserer svært forskjellige resultater, uttrykt ved stabilitet, nøyaktighet og effektivitet. Med CI vil alle primære ukjente variable som kommer frem i ligningene for konservering av volum og masse bli løst implisitt. Se Blair, P. M. og Weinaug, C. F., “Solution of Two-Phase Flow Problems Using Implicit Difference Equations,” Trans. SPE of AIME, 246, 417-424 (1969); se også Coats, K. H., “An Equation of State Compositional Model,” SPE J., 363-376 (1980). Det er velkjent at det for CI tar lengre tid å løse for hvert tidstrinn, men produserer stabile simuleringsresultater selv for store størrelser med tidstrinn.

Pga. dens stabilitet har CI vært spesielt effektiv for modellering av fluidstrømning som har en utfordrende oppførsel, f.eks. en termisk prosess eller vann/gass-koning i nærheten av brønner. Se Mifflin, R. T. og Watts, J. W., “A Fully Coupled, Fully Implicit Reservoir Simulator for Thermal and Other Complex Reservoir Processes,” publikasjon SPE 21252 presentert på “the 11th SPE Symposium on Reservoir Simulation, Anaheim, California, 17.-20. februar, 1991. Dessverre, kostnaden ved å løse et CI-system øker raskt med antall ukjente, som gjør at teknikkene er upraktiske for modellering av store reservoarer, spesielt når det benyttes sammensetningsmessige modeller.

IMPES er en annen ende av spekteret av CI. Se Sheldon, J. W., Zondek, B. og Cardwell, W. T., “One-dimensional Incompressible, Non-Capillary, Two-Phase Fluid Flow in a Porous Medium,” Trans. SPE of AIME, 216, 290-296 (1959); se også Stone, H. L. og Garder, A. O. Jr., “Analysis of Gas-Cap or Dissolved-Gas Reservoirs”, Trans. SPE of AIME, 222, 92-104 (1961). Uttrykt implisitt, med IMPES-metoden vil trykket være den eneste ukjente variable som løses implisitt. Metning og komponentmasser oppdateres eksplisitt etter at trykket er løst.

IMPES har vært kjent for å være rask per tidstrinn, men har en tendens til å produsere ustabile resultater. For reservoarer som utviser en kompleks faseoppførsel eller signifikante endringer i trykk eller metning, vil numerisk ustabilitet knyttet til IMPES kunne tvinge simuleringen til å ta svært små tidstrinn, eller få den til å knele helt ned før den når frem til sluttiden på simuleringen.

Sekvensielt Implisitt (SI) og IMPSAT har blitt benyttet til å nå frem til en ønskelig balanse mellom stabilitet og effektivitet, og de ligger mellom IMPES og CI når det gjelder kostnader og ustabilitet. Se MacDonald, R. C. og Coats, K. H., “Methods for Numerical Simulation of Water and Gas Coning,” Trans. SPE of AIME, 249, 425-43622 (1970); se også Spillette, A. G., Hillestad, J. G. og Stone, H. L., “A High-Stability Sequential Solution Approach to Reservoir Simulation,” SPE 4542, 48th Annual Fall Meeting, Las Vegas, 30. sept. – 3. oktober (1973); se også Watts, J. W., “A Compositional Formulation of the Pressure and Saturation Equations,” SPE Reservoir Engineering, mai, 243-252 (1986); se også Quandalle, P. og Savary, D., “An Implicit in Pressure and Saturations Approach to Fully Compositional Simulation,” publikasjon SPE 18423 presentert på “the 10th SPE Symposium on Reservoir Simulation”, Houston, Texas, 6.-8. februar 1989; se også Branco, C. M. og Rodriguez, F., “A Semi-Implicit Formulation for Compositional Reservoir Simulation,” publikasjon SPE 27053, SPE Advanced Technology Series, Vol. 4, Nr. 1, (1995); se også Cao, H. og Aziz K., “Performance of IMPSAT and IMPSAT-AIM Models in Compositional Simulation,” publikasjon SPE 77720 presentert på “the SPE Annual Technical Conference and Exhibition” holdt i San Antonio, Texas, 29. sept. - 2. okt. 2002. Selv om SI opprinnelig var foreslått å arbeide med en fremgangsmåte for endelig differanse/volum for modellering av strømninger i reservoarer, har forskere nylig benyttet den med nye diskretiseringsmetoder, innbefattet blandet endelig element, multiskala kontrollvolum-metode, blant annet. Se Arbogast, T., “Implementation of a Locally Conservative Numerical Subgrid Upscaling Scheme for Two-Phase Darcy Flow, Computational Geosciences,” 6, 453-481 (2002); se også Tchelepi, H. A., Jenny, P., Lee, S. H. og Wolfsteiner, C., “An Adaptive Multiphase Multiscale Finite Volume Simulator for Heterogeneous Reservoirs,” SPE 93395 presentert på “the 19th SPE Reservoir Simulation Symposium”, The Woodlands, Texas, 31. jan. - 2. feb. 2005.

Med SI vil hvert simuleringstidstrinn bestå av to løsninger. Den første løser trykkukjente ved eksplisitte metningsverdier, tilsvarende IMPES. Etter at trykket er løst, blir den samlede strømningshastigheten beregnet. Strømningshastigheter vil deretter bli uttrykt som ukjente metninger, som løses i det andre trinnet.

Fordi SI kun løser én eller to ukjente for hver reservoarblokk i ett tidstrinn, vil beregningskostnaden for SI være svært beskjeden sammenlignet med SI. Dette vil spesielt gjelde for simuleringer av sammensetningsmessige modeller.

Med SI blir stabiliteten øket pga. metningstrinnet (det andre trinnet). Mens stabiliteten for SI er en forbedring i forhold til IMPES, er SI fortsatt ikke så stabilt som CI.

Den økede stabiliteten tillater sekvensielle kjøringer for å bevege seg forover når man møter vanskelige strømningsoppførsler, som ville ha utløst alvorlige oscillasjoner for IMPES. Av denne grunn har SI vært en praktisk opsjon for industrien.

Etter hvert som industrien stilles overfor mer utfordrende produksjonsmiljøer, vil imidlertid ingeniørene bygge mer og mer komplekse reservoarmodeller. Det har blitt registrert at, med vanskelige simuleringsmodeller, vil numerisk ustabilitet fra SI kunne produsere oscillasjoner i resultatene som er tøffe nok til å kunne maskere den virkelige tendensen for strømningsresponser i reservoaret. Denne oppførselen vil kunne ha mange uønskede konsekvenser, f.eks. vil den kunne generere misvisende data om gass-olje forhold, vannkutt og andre parametere som er nødvendig for at ingeniørene skal kunne ta avgjørelser vedr. brønnhåndtering.

Som et mulig alternativ til SI vil IMPSAT løse et tilsvarende sett med ligninger, men er t.o.m. implisitt enda nærmere CI. For hvert tidstrinn vil IMPSAT behandle trykk og metninger som ukjente variable og løse dem samtidig. Pga. dette vil IMPSAT være dyrere enn SI, men gir bedre stabilitet i situasjoner hvor trykk og metningsoppførsler vil være tett koplet sammen.

Generelt vil stabiliteten i formuleringsmetoder, så som IMPES, SI, IMPSAT og CI forbedres etter hvert som implisittheten for formuleringsmetoden øker. Dessverre, med en økning i implisitthet, vil kostnadene ved å utlede løsninger øke dramatisk.

En tilnærmelse for å bekjempe implisitthet vs. kostnadsbalanse kombinerer formuleringsmetoder. Ved kombinering av formuleringsmetoder vil den implisitte fremgangsmåten som kan tilpasse seg (AIM, «Adaptive Implicit Method») ha som mål å dra fordel av styrkene og unngå svakheten ved de forskjellige formuleringsmetodene. I AIM vil et reservoar dynamisk kunne bli delt opp i forskjellige områder, basert på bestemte stabilitetskriterier. De forskjellige formuleringsmetodene vil deretter kunne være målrettet mot de forskjellige områdene. Imidlertid vil formulering av robuste stabilitetskriterier og skape en tilpasningsdyktig, svært effektiv datamaskinorientert infrastruktur være utfordrende oppgaver for AIM. Likevel har AIM gitt lovende resultater. Se Thomas, G. W. og Thurnau, D. H., “Reservoir Simulation Using an Adaptive Implicit Method,” SPE J, 959-968 (1983); se også Young, L. C., “Implementation of an Adaptive Implicit Method,” publikasjon SPE 25245 presentert på “the 12th SPE Symposium on Reservoir Simulation” holdt i New Orleans, LA, 28. feb. – 3. mars 1993; se også Wan, J., Sarma, P., Usadi, A. K., og Beckner, B. L., “General Stability Criteria for Compositional and Black-Oil Models,” publikasjon SPE 93096 presentert på “the SPE Symposium on Reservoir Simulation” holdt i Houston, Texas, 31. jan. – 2. feb. 2005; se også Lu, P., Shaw, J. S., Eccles, T. K., Mishev, I., og Beckner, B. L., “Experience With Numerical Stability, Formulation and Parallel Efficiency of Adaptive Implicit Methods,” publikasjon SPE 118977 presentert på “the SPE Symposium on Reservoir Simulation” holdt i Houston, Texas, 2. - 4. feb.

2009.

Det har vært en rekke vitenskapelige artikler publisert vedrørende det generelle emnet om formuleringsmetoder og partielle differensialligninger for modellering av transportstrømning. Se, for eksempel, Chen, Z. og Ewing, R., “Comparison of Various Formulations of Three-Phase Flow in Porous Media,” J. Comput. Phys., 1997, 132, 362-373; se også, Coats, K. H., George, W. D. og Marcum, B. E., “Three-Dimensional Simulation of Steamflooding,” Trans. SPE of AIME, 1974, 257, 573-592; se også, Coats, K. H., “Simulation of Steamflooding with Distillation and Solution Gas,” Soc. Petrol. Eng. J., 1976, 16, 235-247; se også Markovinovic, R. og Jansen, J. D., “Accelerating Iterative Solution Methods Using Reduced-Order Models as Solution Predictors,” Int. J. Numer. Meth. Engng., 2006, 68, 525-541; se også Trangenstein, J. A. og Bell, J. B., “Mathematical Structure of the Black-Oil Model for Petroleum Reservoir Simulation,” SIAM J. Applied Math., 1989, 49, 749-783; se også Trangenstein, J. A. og Bell, J. B., “Mathematical Structure of Compositional Reservoir Simulation,” SIAM J. Sci. Stat. Comput., 1989, 10, 817-845; se også Wong, T.W., Firoozabadi, A., Nutakki, R. og Aziz, K., “A Comparison of Two Approaches to Compositional and Black Oil Simulation,” publikasjon SPE 15999 presentert på “the 9th SPE Symposium on Reservoir Simulation”, San Antonio, Texas, 1.-4. februar 1987; se også Peaceman, D., “Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation,” Elsevier, Amsterdam-Oxford-New York, 1977; se også Lax, P. D. og Wendroff, B., “Systems of Conservation Laws,” Comm. Pure Appl. Math., 1960, 13, 217-237; se også Lax, P. D. og Wendroff, B., “Difference Schemes for Hyperbolic Equations with High Order of Accuracy,” Comm. Pure Appl. Math., 1964, 17, 381-398; se også Roe, P. L., “Approximate Riemann Solvers, Parameter Vectors, and Difference Schemes,” J. Comput. Phys., 1981, 43, 357-372.

Det finnes en rekke tilnærmelser for å utføre reservoarsimulering. Noen av dem, som er relevante for problemer i olje- og gassindustrien, er beskrevet i US patentnr. 6,662,146. Patentet beskriver reservoarsimulering skal utføres ved å løse en blandet implisitt-IMPES matriks ligning.

Det finnes en tilnærmelse for å forutsi oppførsel i en underjordisk formasjon, beskrevet i US patentnr. 6,052,520. Patentet beskriver hvordan man skal estimere metninger fra lineariserte relative permeabiliteter og kapillærtrykk.

Det finnes en tilnærmelse for å utføre simuleringsoperasjoner på oljefelt beskrevet i US patentsøknad publikasjonsnr. 2009/0055141. Publikasjonen beskriver hvordan man skal bestemme et tidstrinn for simulering av et reservoar ved anvendelse av en reservoarmodell, beregning av en flerhet av tilstander for reservoarmodellen som tilsvarer tidstrinnet, simulere en celle i reservoarmodellen ved anvendelse av et IMPES-system for å oppnå et første simuleringsresultat, ved anvendelse av reservoarmodellen med et system av fullstendig implisitt metode (FIM, «fully implicit method») for å oppnå et andre simuleringsresultat, og utføre en oljefeltsoperasjon basert på første og andre simuleringsresultater.

Det finnes en tilnærmelse beskrevet for en ny IMPSAT-modell i J. Haukås, I. Aavatsmark og M. Espedal, Universitetet i Bergen, og E. Reiso, “A Comparison of Two Different IMPSAT Models in Compositional Simulation”, SPE J. 148-149 (2007). Isochoriske variabler blir løses eksplisitt, og sammenlignet med en konvensjonell IMPSAT-modell.

Det finnes en tilnærmelse for IMPES-stabilitet, beskrevet i K.H. Coats, “IMPES Stability: Selection of Stable Timesteps”, SPE J., 5-6 (2003). Stabilitetskriterium brukes til å sette tidstrinn, eller som et bryterkriterium i en tilpasningsdyktig implisitt modell.

Det finnes en tilnærmelse for reservoarsimulering beskrevet i Lu, B. og Alshallan, T., “Iteratively Coupled Reservoir Simulation for Multiphase Flow”, publikasjon SPE 110114 presentert på «the SPE Annual Technical Conference and Exhibition», Anaheim, California, 11.-14. november 2007. Anvendelsen av den iterative tilnærmelsen påstås å redusere beregningstiden med 30 - 40% i forhold til andre tilnærmelser som bruker IMPES og fullstendig implisitte metoder (FIM).

Det finnes også en tilnærmelse som beskriver stabilitetskriterier i Wan, J. “General Stability Criteria for Compositional and Black-Oil Models”, publikasjon 93096-MS presentert på «the SPE Reservoir Simulation Symposium», The Woodlands, Texas, 31. jan.- 2, feb. 2005. Generelle stabilitetskriterier blir utledet med forskjellige nivåer av implisitthet. De utledete kriteriene vil kunne tilveiebringe et rimelig tiltak i de mest generelle modellene.

Oppsummering

En fremgangsmåte blir presentert for modellering av reservoaregenskaper. Fremgangsmåten innbefatter en hjelpeprosedyre for tidstrinning av reservoaret mellom en gammel tid og en ny tid, og eksplisitt beregning av en flerhet av masser. En flerhet med fasekomponentsdensiteter blir oppdatert lineært fra flerheten av masser. En flerhet av metningsendringer blir beregnet, basert på flerheten av masser. En flerhet av fasestrømningsrater blir oppdatert, basert på flerheten av metningsendringer, en flerhet av fasestrømningsrater ved den gamle tiden og en flerhet av metningsderiverte av fasestrømningsratene ved den gamle tiden. En flerhet av komponentstrømningsrater vil kunne beregnes, basert på den oppdaterte flerheten av fasekomponentsdensiteter og den oppdaterte flerheten av fasestrømningsrater. Fremgangsmåten innbefatter også en IMPSAT-formuleringsmetode basert på hjelpende prosedyren for tidstrinning.

I noen utførelsesformer blir en eller flere ukjente variable av formuleringsmetoden approksimert ved tidsnivået mellom den gamle tiden og den nye tiden. I andre utførelsesformer blir den eller de flere ukjente variable av formuleringsmetoden kunne bli approksimert ved den nye tiden.

En annen eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene tilveiebringer et system for modelleringsegenskaper for et reservoar. Systemet vil kunne innbefatte en flerhet av prosessorer og et maskinavlesbart medium omfattende koder konfigurert for å dirigere minst en av den flerheten av prosessorer for å løse en trykkligning for reservoaret basert på en sekvensiell implisitt (SI) formuleringsmetode. En flerhet av fasestrømningsrater for reservoaret vil kunne oppdateres, basert på den løste trykkligningen. En flerhet av fasestrømningsratederivater for et reservoar vil kunne beregnes mht. en flerhet av metninger for reservoaret. En flerhet av komponentstrømningsratederivater for reservoaret vil kunne beregnes mht. en flerhet av metninger for reservoaret. En hjelpeprosedyre for tidstrinning utføres mellom en gammel tid og en ny tid. En samlet fasestrømningsrate blir bevart. Hjelpeprosedyren for tidstrinningen innbefatter beregning av en flerhet av masser i reservoaret eksplisitt. En flerhet av fasekomponentdensiteter for reservoaret oppdateres lineært fra flerheten av masser. En flerhet av metningsendringer for reservoaret beregnes, basert på flerheten av masser. En flerhet av komponentstrømningsrater for reservoaret beregnes, basert på den oppdaterte flerheten av fasekomponentdensiteter og flerheten av fasestrømningsrater. SI-formuleringsmetoden vil kunne bli utført, basert på den hjelpende prosedyren for tidstrinning.

I noen utførelsesformer utføres en diskretiseringsmetode knyttet til IMPSAT-formuleringsmetoden. Diskretiseringsmetoden vil kunne være en av endelig differanse, endelig volum, endelig element, blandet endelig element, diskontinuerlig Galerkin og mimetisk endelig differanse diskretiseringsmetode.

I noen utførelsesformer vil en eller flere ukjente variable av formuleringsmetoden kunne approksimeres ved et midttidsnivå mellom den gamle og den nye tiden.

En annen eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene tilveiebringer en fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner fra et olje- og/eller gassfelt ved å bruke en stabilisert formuleringsmetode som er knyttet til en fysisk konstruksjon. Fremgangsmåten for å produsere hydrokarboner innbefatter å utføre en IMPES-formuleringsmetode for olje- og/eller gassfeltet. En trykkligning vil kunne løses for olje- og/eller gassfeltet, basert på IMPES-formuleringsmetoden. En flerhet av fasestrømningsrater for olje- og/eller gassfeltet vil kunne oppdateres basert på den løste trykkligningen. En flerhet av komponentstrømningsrater for olje- og/eller gassfeltet vil kunne oppdateres basert på den løste trykkligningen. En flerhet av fasestrømningsratederivater for olje- og/eller gassfeltet vil kunne beregnes mht. en flerhet av metninger for reservoaret. En flerhet av komponentstrømningsratederivater for olje- og/eller gassfeltet vil kunne beregnes mht. en flerhet av metninger for reservoaret. En hjelpende prosedyre for tidstrinning mellom en gammel tid og en ny tid vil kunne utføres, hvor en samlet fasestrømningsrate bevares. Hjelpeprosedyren for tidstrinning innbefatter beregning av en flerhet av masser for oljeog/eller gassfeltet eksplisitt. En flerhet av fasekomponentdensiteter for oljeog/eller gassfeltet vil kunne oppdateres lineært fra flerheten av masser. En flerhet av metningsendringer for olje- og/eller gassfeltet vil kunne beregnes, basert på den oppdaterte flerheten av fasekomponentdensiteter og flerheten av fasestrømningsrater.

I noen utførelsesformer vil formuleringsmetoden kunne være basert på en av en svart-olje modell og en sammensetningsmesig modell.

Kort beskrivelse av tegningene

Fordelene med de foreliggende teknikkene vil bli bedre forstått ved å henvise til den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedføyde tegningene, hvor:

Fig. 1 er et skjematisk riss av et reservoar, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Fig. 2 er et toppriss av et reservoar, som viser en plan projeksjon av et data-nett av reservoaret, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Fig. 3 er et prosess-flytdiagram av en fremgangsmåte for å kunne forutsi flerfasestrømning, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Fig. 4 er et prosessflytdiagram av en fremgangsmåte for ikke-lineær strømningsapproksimasjon, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Fig. 5 er et blokkdiagram for en modell med svart olje, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Figurer 6A-6B er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en IMPES-formuleringsmetode, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Figurer 7A-7B er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en SI-formuleringsmetode, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Figurer 8A-8B er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en IMPSAT-formuleringsmetode, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Fig. 9 er et blokkdiagram av en sammensetningsmodell, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene;

Fig.10A-10C er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en SI-formuleringsmetode på en sammensetningsmodell, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene; og

Fig. 11 er et blokkdiagram av et eksempelvis gruppedatabehandlingssystem som kan brukes i eksempelvise utførelsesformer av de foreliggende teknikkene.

Detaljert beskrivelse

I det følgende avsnittet med detaljert beskrivelse er de spesifikke utførelsesformene av de foreliggende teknikkene beskrevet i forbindelse med foretrukne utførelsesformer. Imidlertid, i den grad at den følgende beskrivelsen er spesifikk for en særskilt utførelsesform eller en særskilt anvendelse av de foreliggende teknikkene, er dette ment å kun være for eksempelvise formål og tilveiebringer simpelthen en beskrivelse av de eksempelvise utførelsesformene. Følgelig er ikke de foreliggende teknikkene begrenset til de spesifikke utførelsesformene som er vist nedenfor, men slike teknikker vil snarere innbefatte alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som faller innenfor den sanne ånd og omfang av de vedføyde kravene.

I utgangspunktet, og for å gjøre det lettere med henvisning, vil visse uttrykk benyttet i denne søknaden, og deres betydninger slik som benyttet i denne sammenheng, være fremlagt. I den grad at et uttrykk benyttet her ikke er definert nedenfor, skal dette gis den bredeste betydningen som personer i det relevante faget har gitt uttrykket en betydning, slik som er gjenspeilet i minst en trykket publikasjon eller et utgitt patent. Videre, de foreliggende teknikkene vil ikke være begrenset av den bruk av uttrykk som er vist nedenfor, siden alle ekvivalenter, synonymer, nye utviklinger og uttrykk som tjener til det samme eller tilsvarende formål, anses for å være innenfor omfanget av de foreliggende kravene.

«Datamaskinavlesbart medium» eller «håndgripelig, datamaskinavlesbart medium», slik som brukt her, refererer seg til ethvert håndgripelig lagrings- og/eller overføringsmedium som tar del i å tilveiebringe utførelsesinstruksjoner til en prosessor. Et slikt medium vil kunne innbefatte, men er ikke begrenset til, ikke-flyktige medier og flyktige medier. Ikke-flyktige medier innbefatter f.eks. NVRAM eller magnetiske eller optiske disker. Flyktige medier innbefatter dynamisk minne, så som et hovedminne. Vanlige former for datamaskinavlesbare medier innbefatter f.eks. en floppydisk, en fleksibel disk, en harddisk, en rekke med harddisker, et magnetbånd eller et hvilket som helst annet magnetisk medium, magnetoptisk medium, en CD-ROM, et holografisk medium, ethvert annet optisk medium, en RAM, en PROM og EPROM, en FLASH-EPROM, et medium i fast form, så som et minnekort, enhver annen minne-chip eller-patron, ethvert annet håndgripelig medium hvorfra en datamaskin kan lese data eller instruksjoner. Når det datamaskinavlesbare mediet konfigureres som en database, skal det forstås at databasen vil kunne være en hvilken som helst type database, så som beslektet, hierarkisk, objektorientert og/eller noe lignende.

Slik som brukt her, vil «å vise» eller «visning» innbefatte en direkte handling som fører til en visning, så vel som en indirekte handling som legger til rette for visning. Indirekte handlinger innbefatter å tilveiebringe programvare for en sluttbruker, opprettholde et nettsted gjennom hvilket en bruker vil kunne påvirke en visning, hyperlinking til et slikt nettsted, eller samarbeid eller partnerskap med en entitet som utfører slike direkte eller indirekte handlinger. Dermed, vil en første part kunne operere alene eller i samarbeid med en tredjeparts-selger for å gjøre det mulig med generering av referansesignalet på en displayanordning. Displayanordningen vil kunne innbefatte enhver anordning egnet for visning av referansebildet, slik som, uten begrensning, en CRT-monitor, en LCD-monitor, en plasmaanordning, en flatskjermanordning eller en printer. Displayanordningen vil kunne innbefatte en anordning som har blitt kalibrert gjennom anvendelse av enhver konvensjonell programvare som er ment å brukes i evaluering, korrigering og/eller forbedring av displayresultater (f.eks. en fargemonitor som har blitt justert ved anvendelse av kalibreringsprogramvare for monitorer). Fremfor (eller i tillegg til) å vise referansebildet på en displayanordning, vil en fremgangsmåte som er i overensstemmelse med de foreliggende teknikkene kunne innbefatte dannelse eller distribusjon av referansebildet til gjenstanden ved fysisk, telefonisk eller elektronisk leveranse, som gir tilgang over et nettverk til referansen, eller danne eller distribuere programvare til gjenstanden konfigurert for å kjøre på gjenstandens arbeidsstasjon eller datamaskin som innbefatter referansebildet. I et eksempel vil tilveiebringelse av referansebildet kunne innebære mulighet for gjenstanden å få referansebildet i papirutgave via en printer. F.eks. kunne informasjon, programvare og/eller instruksjoner overføres (f.eks. elektronisk eller fysisk via en datalagringsanordning eller papirutgave) og/eller for øvrig gjort tilgjengelig (f.eks. via et nettverk) for å kunne legge til rette for gjenstanden som benytter en printer til å skrive ut en papirutgave av referansebildet. I et slikt eksempel vil printeren kunne være en printer som har blitt kalibrert gjennom anvendelse av enhver konvensjonell programvare som er ment for bruk til evaluering, korrigering og/eller forbedring av utskriftsresultater (f.eks. en fargeprinter som har blitt justert ved bruk av programvare for fargekorrigeringer).

«Eksempelvis» brukes her utelukkende til å bety «tjene som et eksempel, et tilfelle eller en illustrasjon». En eventuell utførelsesform som her er beskrevet som «eksempelvis» skal ikke forstås å være foretrukket eller fordelaktig i forhold andre utførelsesformer.

«Strømningssimulering» defineres som en numerisk fremgangsmåte for simulering av trykk og transport av masse (typisk fluider, så som olje, vann og gass), energi og moment gjennom et fysisk system ved anvendelse av en datamaskin. Det fysiske systemet innbefatter en tredimensjonal reservoarmodell, fluidegenskaper, brønnantall og -steder. Strømningssimuleringer innbefatter også en strategi (ofte kalt strategi for brønnhåndtering) for regulering av injeksjons- og produksjonsrater. Disse strategiene brukes typisk til å opprettholde reservoartrykket, ved å erstatte produserte fluider med injiserte fluider (f.eks. vann og/eller gass). Når en strømningssimulering på en korrekt måte gjenskaper en tidligere reservoarytelse, sies den å være «historietilpasset», og det plasseres en høyere konfidensgrad i evnen til å forutsi fremtidig fluidoppførsel i reservoaret.

«Permeabilitet» er en bergarts evne til å overføre fluider gjennom de sammenkoplede porerommene i bergarten. Permeabilitet vil kunne måles ved anvendelse av Darcy’s lov: Q = (k ∆P A) / (µ L), hvor Q = strømningsrate (cm<3>/s), ∆P = trykktap (atm) over en sylinder som har en lengde L (cm) og et tverrsnittsareal A (cm<2>), µ = fluidviskositet (cp) og k = permeabilitet (Darcy). Den vanlige enheten for måling av permeabilitet er millidarcy. Uttrykket «relativt permeabel» defineres som, når det gjelder formasjoner eller partier av disse, som den gjennomsnittlige permeabiliteten av 10 millidarcy eller mer (f.eks. 10 eller 100 millidarcy). Uttrykket «relativt lav permeabilitet» defineres som, når det gjelder formasjoner eller partier av disse, som den gjennomsnittlige permeabiliteten som er mindre enn omtrent 10 millidarcy. Et ikke-permeabelt belegg har generelt en permeabilitet på mindre enn omtrent 0,1 millidarcy.

«Porøsitet» defineres som forholdet mellom volumet av porerommet og det totale bulkvolumet av materialet, uttrykt som prosent. Porøsitet er et mål på reservoarbergartens lagringskapasitet for fluider. Porøsiteten bestemmes ut fra kjerner, lydlogginger, densitetslogginger, nøytronlogginger eller resistivitetslogginger. Samlet eller absolutt porøsitet innbefatter alle porerom, hvormed effektiv porøsitet bare innbefatter de sammenkoplede porene og tilsvarer det porevolumet som er tilgjengelig for uttømming.

«Reservoar» eller «reservoarformasjoner» er typisk produksjonssoner (f.eks. hydrokarbon produserende soner) som innbefatter sandsten, kalkstein, kalk, kull og noen skifertyper. Produksjonssoner kan variere i tykkelse fra mindre enn en fot (0,3048 m) til hundrevis av fot (hundrevis av m). Permeabiliteten for reservoarets formasjon tilveiebringer produksjonspotensialet.

«Reservoaregenskaper» og «verdier for reservoaregenskaper» defineres som mengder som representerer de fysiske egenskapene for bergarter som inneholder reservoarfluider. Uttrykket «reservoaregenskaper», slik som benyttet i denne søknaden, innbefatter både målbare og beskrivende egenskaper. Eksempler på målbare verdier for reservoaregenskaper innbefatter porøsitet, permeabilitet, vannmetning, og oppsprekkingstetthet. Eksempler på beskrivende verdier for reservoaregenskaper innbefatter overflater, litologi (f.eks. sandsten eller karbonat) og miljøfor-deponering (EOD – «environment-of-deposition»). Reservoaregenskaper vil kunne bli populert inn i et reservoar-rammeverk for å generere en reservoarmodell.

«Simuleringsmodell» referer seg til en spesifikk matematisk representasjon av en reelt hydrokarbonreservoar, som vil kunne anses for å være en særskilt type geologisk modell. Simuleringsmodeller brukes til å utføre numeriske eksperimenter (reservoarsimuleringer) som gjelder fremtidige ytelser for feltet, med mål om å kunne bestemme den lønnsomme driftsstrategien. En ingeniør som håndterer et hydrokarbonreservoar vil kunne danne mange forskjellige simuleringsmodeller, muligens med en varierende kompleksitetsgrad, for å kunne kvantifisere tidligere ytelse for reservoaret og forutsi dets fremtidige ytelse.

«Transmissibilitet» (dvs. overførbarhet) refererer seg til den volumetriske strømningsraten mellom to punkter ved en enhetsviskositet for et gitt trykktap. Transmissibilitet er et nyttig mål for tilkoplingsmulighetene. Transmissibilitet mellom hvilke som helst to kammere i et reservoar (forkastningsblokker eller geologiske soner), eller mellom veggen og reservoaret (eller spesielt geologiske soner), eller mellom injeksjonsenheter og produksjonsenheter, kan alle være nyttige for å forstå tilkoplingsmulighetene i reservoaret.

«Brønn» eller «brønnhull» innbefatter fôrede, fôrede og sementerte eller åpenhulls brønnhull, og vil kunne være en hvilken som helst brønntype, innbefattet, men ikke begrenset til, en produksjonsbrønn, en forsøksbrønn, en undersøkelsesbrønn og lignende. Brønnhull vil kunne være vertikale, horisontale, enhver vinkel mellom vertikal og horisontal, avvikende eller ikke-avvikende, og kombinasjoner derav, f.eks. en vertikal brønn med en ikke-vertikal komponent. Brønnhull vil typisk bli boret og deretter komplettert ved posisjonering av en fôringsrørstreng innenfor brønnhullet. Konvensjonelt blir fôringsrørstrengen sementert til brønnflaten ved å sirkulere sement inn i ringrommet som er definert mellom den ytre flaten av fôringsrørstrengen og brønnhullets flate. Fôringsrørstrengen, straks den har blitt lagt inn i sementen inne i brønnen, blir deretter perforert for å tillate fluidkommunikasjon mellom inn- og utsiden av rørene over intervaller av interesse. Perforeringene tillater en strøm av behandlingskjemikalier (eller -stoffer) fra innsiden av fôringsrørstrengen og inn i de omgivende formasjonene for å stimulere produksjon eller injeksjon av fluider. Senere blir perforeringene benyttet til å motta strømmen av hydrokarboner fra formasjonene slik at de vil kunne leveres gjennom fôringsrørstrengen til overflaten, eller for å tillate en fortsatt injeksjon av fluider for reservoarhåndterings- eller avhendingsformål.

Oversikt

Eksempelvise utførelsesformer av de foreliggende teknikkene gjelder fremgangsmåter og systemer for å forbedre stabiliteten i formuleringsmetoder for simuleringsmodeller. Teknikkene vil kunne gi bedre stabilitet uten å føre til en stor økning i komputasjonskostnader. I en eksempelvis utførelsesform vil teknikkene forbedre stabiliteten for IMPES-, SI- og IMPSAT-formuleringsmetoder.

Fig. 1 er et skjematisk riss 100 av et reservoar 102, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Reservoaret 102, så som et oljeeller naturgassreservoar, kan være en undergrunnsformasjon som man kan få tilgang på ved boring av brønner 104, 106 og 108 fra overflaten 110 gjennom lag med overbelastning 112. Reservoaret 102 vil kunne ha en eller flere forkastninger 114 som skiller områder, f.eks. områdene 116 og 118, og som enten vil kunne begrense eller forsterke strømmen av hydrokarboner. Brønnene 104, 106 og 108 vil kunne være avvikende, slik at de blir retningsstyrt boret for å følge reservoaret 102. Videre vil brønnene kunne være forgrenede for å øke mengden av hydrokarboner som kan dreneres ut fra reservoaret, slik som vist for brønner 104 og 108. Brønnene 104, 106 og 108 vil kunne ha flere områder med perforeringer 120 (indikert som flekker rett ved siden av brønnene) for å tillate hydrokarboner å strømme fra reservoaret 102 og inn i brønnene 104, 106 og 108 for fjerning til overflaten.

Fig. 2 er et topp-riss av et reservoar som viser en planprojeksjon av et beregningsnett 200 over reservoaret, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Selv om beregningsnettet 200 er vist som et todimensjonalt nett av komputasjonsceller (eller -blokker) 202 for å forenkle forklaringen av problemet, skal det forstås at det reelle komputasjonsnettet 200 kan være en tredimensjonal matriks av komputasjonsceller 202 som omfavner reservoaret.

En komputasjonscelle 202 er et enkelt to- eller tredimensjonalt sted innenfor enn simuleringsmodell som representerer et fysisk sted i et reservoar. Komputasjonscellen 202 vil kunne ha tilhørende egenskaper, så som porøsitet eller et oljeinnhold, som antas å være en enkelt verdi over hele komputasjonscellen 202 og som tildeles senteret i komputasjonscellen 202.

Komputasjonscellen 202 vil kunne vekslevirke med tilgrensende komputasjonsceller 202. F.eks. vil fluksegenskapene kunne innbefatte varmeoverførings-, masseoverførings- eller strømningsverdier, f.eks.

Den stabiliserende prosedyren omtalt her er svært generell. Denne fremgangsmåten har ingen begrensende antagelser vedrørende kompressibilitet, tyngde, kapillærtrykk eller brønner, og er anvendelig for å kunne løse for svartolje eller sammensetningsmessige reservoarsimuleringsproblemer. Eksempelvise utførelsesformer av de teknikkene som er beskrevet her krever ikke ytterligere beregninger for lineær løsning eller egenskaper. Følgelig vil komputasjonskostnaden være lav.

I en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene vil kostnaden ved å utføre stabiliseringsprosedyren for sammensetningsmessige modeller bare kunne skaleres lineært med antallet av komponenter. Som sådan er denne fremgangsmåten spesielt godt egnet for store komplekse modeller, eller sammensetningsmessige modeller med et stort antall komponenter.

I tillegg til disse attraktive matematiske egenskapene, vil fremgangsmåten være relativt likefrem å implementere. Forsøksresultater viser at teknikken gir betydelig forbedret stabiliteten for simuleringskjøringer. Selv om noen få tilfeller viser en viss økning i komputasjonskostnader, vil hoveddelen av forsøkene også vise en reduksjon av simuleringskjøretid når fremgangsmåten benyttes.

Selv om ideen kan anvendes med forskjellige diskretiseringsmetoder, vil vi nedenfor anta endelig-volum diskretisering med to-punkts approksimering for presentasjonsformål.

Styrende ligninger

Den grunnleggende ligningen som styrer strøm i et reservoar er Darcy’s lov:

hvor u er fluidhastighet, K er permeabilitet, μ er fluidviskositet og Δp er trykkgradienten. For flerfasestrømning, vil Darcy’s lov ta formen:

hvor Fv, T, λ(S), ρv, ∆p, ∆h og ∆pc,ver hhv. fasens strømningsrate, transmissibilitet, fasemobilitet (relativ permeabilitet dividert med viskositet), fasedensitet, trykkdifferanse (mellom naboceller), dybdeforskjell og kapillær trykkdifferanse.

Komponenters massestrømningsrate Uifor komponent i kan uttrykkes ved Fv:

hvor ξv,idensitet for komponent i i fase v (referert til som fasekomponentdensitet for å gjøre det kort), og ω er det totale antall faser. For å forsterke stabiliteten i simuleringen, vil fasemobiliteten og fasekomponentdensiteten (referert til som ligninger (2) og (3)) kunne tas fra oppstrømssiden.

For svartolje-modeller vil gass, olje og vann være mulige komponenter. Komponentene fremkommer i hhv. gassfase, oljefase og vannfase. Eventuelt kan gass også tillates å bli løst opp i olje- og gassfaser. Tilsvarende, olje vil kunne fordampe til gassfase. Dersom olje mettes ξi,vvil bare være funksjoner av trykk. Mer presist:

hvor Boer oljedannelse-volumfaktor og Rsoer løseligheten for gass i oljefase. Dersom olje er undermettet:

hvor Psater metningstrykk, som er en funksjon av komponentmasser n1, n2,... nm.

<Undermettet dannelse volumfaktor>Bo<kan uttrykkes som:>

Som vil bli forstått av fagfolk, vil metning kunne innbefatte forskjellige typer av metning. De forskjellige metningstypene vil kunne innbefatte gass, olje eller vann. For både trykk- og metningsvariable, vil verdiene generelt være forskjellige mellom forskjellige partier av reservoaret.

Fasekomponentsdensitet vil kunne beregnes tilsvarende for gass- eller vannfase. For sammensetningsmodeller vil tilstedeværelse av individuelle faser, så vel som verdier på fase-molfraksjon og komponentdensitet bli bestemt, basert på faselikevekt. Generelt vil ξv,ii det tilfellet være avhengig av både p og nihvorvidt fluidet mettes eller ikke.

De fysiske betingelsene som strømmen må tilfredsstille er volumbalanse

som slår fast at fluider må fylle opp hele det tilgjengelige porevolumet, og bevaring av masse:

hvor dt er tidstrinnets størrelse og summeringen på høyre side er den samlede flaten for grensen på kontrollvolumet.

Typisk vil Newton-Raphson metoden kunne benyttes for å løse de ligningene som styrer flerfasestrømninger. Eksisterende formuleringsmetoder benyttet i Newton-Raphson skiller seg mest i hvordan uttrykk for komponent-massestrømningsrater blir lineariserte. F.eks., med CI-metoden vil Uibli fullstendig linearisert for alle de variablene som er involvert.

For IMPES, SI og IMPSAT, blir linearisering kun utført for trykk eller trykk og metninger. Den vanlige utilstrekkeligheten ved disse tre forskjellige metodene er den eksplisitte behandlingen av fasekomponentdensiteten ξv,i. Som hevdet tidligere, ξv,ier avhengig av trykk, og endringer med n1, n2,... nm, med unntak av mettede fluider og når det benyttes en svartolje-modell.

For SI, vil fremgangsmåten 300 begynne ved blokk 302, hvor egenskaper og tidsderiverte vil kunne beregnes. Ved blokk 304 vil en trykkligning kunne genereres. For SI-formuleringsmetoden er det to separate trinn for trykk- og metningsløsninger. Med trykkløsningen vil p være den eneste ukjente variable, mens metning og masser behandles eksplisitt.

Den følgende lineariserte ligningen for massestrømningsrater:

vil kunne bli substituert inn i den lineariserte volumbalanesen, hvor det tas hensyn til effekten av bergartskompressibiliteten,

Følgelig vil den følgende trykkligningen kunne genereres:

0

hvor indeksen indikerer anvendelse av begynnelsen på tidstrinnverdien for variablene, og δp = p-p<0>.

Med SI, vil trykkløsning typisk bli utført én gang per tidstrinn. Følgelig vil ligningen for total volumbalanse, Ligning 7, bare kunne holde i en tilnærmet betydning på slutten av tidstrinnet. For å kontrollere feil i volumbalanse, vil vanligvis maksimalt volumavvik, trykkendring og metningsendringer være innbefattet som reguleringsparametere for tidstrinnet i simuleringen. Samtidig vil en dt–avhengig relakseringsfaktor r kunne bli satt inn i Ligning 11, som fører til følgende trykkligning:

som vil kunne hjelpe til i å sikre at endringer i p og Svvil bli svært små når det brukes en liten størrelse på tidstrinnet. En liten tidstrinnstørrelse vil kunne brukes for det tilfellet at det skulle bli nødvendig med et tidstrinn-kutt. Ved blokk 306 vil trykkligningen kunne bli løst.

For IMPES-formuleringsmetoden vil trykket være den eneste ukjente variabelen, mens metning og masser vil kunne behandles eksplisitt. Som sådan vil IMPES-trykkligningen være den samme som den trykkligningen utledet ovenfor for SI-formuleringsmetoden. Etter at trykk har blitt løst, vil strømningsrater for IMPES bli beregnet slik som spesifisert i Ligning 9. Strømningsrater vil deretter bli substituert inn i Ligning 8 for å få oppdaterte masser, dvs. n1, n2, ..., nm.

Ved blokk 308 vil potensialforskjellen og fasestrømningsrater for SI kunne oppdateres:

Ved blokk 310 vil fasestrømningsrate, Fv, massestrømningsrater, U og deriverte av U kunne beregnes. Oppstrømsretning for strømmen vil kunne tilbakestilles ved dette punktet for å være i samsvar med den oppdaterte Fv. Strømningsfraksjoner og samlet strømningsrate vil deretter kunne defineres som fv= λv(s)/∑ λJs) og F, = ∑FV. Ved å bruke Ftvil fasestrømningsrater kunne rekalkuleres som funksjoner av metninger:

Massestrømningsrater vil deretter kunne beregnes på følgende måte:

og tilsvarende for deriverte:

Ved blokk 312 vil det kunne utføre en ikke-lineær strømningsapproksimasjon. I en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene, vil verdiene for ved

t<k+1/2>kunne beregnes og deretter settes inn i Ligning 3. Mens (konseptuelt) ξv,ived

t<k+1/2>til slutt bestemmes fra strømningstilstandene ved t<k>, har komputasjonsprosedyren blitt utvidet i omfang her, sammenlignet med høyere ordens endelig element behandling for hyperbolske ligninger. Istedenfor å utlede et analytisk uttrykk for approksimering av midttidsnivå flukser ved anvendelse av løsninger ved t<k>fra

k+ 1/ 20

naboceller, vil ξv,ikunne estimeres ved t<k+1/2>, ved a utvikle et hjelpende tidsavhengig system som kan anses for å være en ikke-lineær approksimasjon av det opprinnelige problemet ved flerfasestrømmen. Det bør noteres at midttiden kun brukes her som et eksempel. I eksempelvise utførelsesformer av de teknikkene som er presentert kunne andre tidsnivåer ha blitt brukt, som er mellom et gammelt og nytt tidsnivå for tidstrinnet.

I den ikke-lineære strømningsapproksimasjonen blir ξv,i-uttrykket oppdatert lineært for masseendringer, mens metningsendringer vil kunne regnes ut som forskjeller mellom tallforhold av fasevolumer og totale fluidvolumer før og etter oppdateringen. Fasestrømningsrater vil også kunne oppdatertes lineært fra metningsendringer.

For IMPES og SI vil oppdateringen av Fvkunne utføres mens man tvinger den totale hastigheten til å være konstant. I tillegg vil summen av produktene for de oppdaterte ξv,iog Fvkunne settes til å være lik de oppdaterte komponentstrømningsratene Ui. I motsetning til en typisk simulering, vil oppdateringer av ξv,i, Fv, Svog Uikunne være basert på de deriverte beregnet ved begynnelsen av hvert tidstrinn. Som sådan vil ikke den hjelpende tidstrinnprosedyren innebære svartolje, eosegenskaps beregninger, eller lineære løsninger.

Det hjelpende tidstrinnet er raskt fordi det går utenom egenskapsberegninger og løsning, som er de to viktigste kategorier for komputasjonskostnader for vanlige simuleringer. Den prosedyren som er forklart nedenfor har et felles tema for IMPES, SI og IMPSAT, selv om de eksakte trinnene varierer noe, avhengig av formuleringsmetoden.

For SI-formuleringsmetoden, vil den ikke-lineære strømningsapproksimasjonen kunne utføres etter trykkløsning. Fasestrømningsrater og massestrømningsrater vil deretter kunne beregnes på nytt fra den samlede faseraten.

Ikke-lineær strømningsapproksimasjon beskrives mer detaljert med henvisning til Fig. 4.

Ved blokk 314 brukes fasekomponentdensitet fra ikke-lineær approksimasjon i ligninger 15 og 16. Metningsligningene vil deretter kunne regenereres. For SI-formuleringsmetoden, vil ligninger 14 og 15 kunne sikre at samlet fluks gjennom en hvilken som helst flate forblir den samme selv når fasemetninger endres under metningsløsningen. Som sådan vil avviksfeil kunne minimeres fordi, når konstant moldensitet antas i reservoaret, vil metninger kunne være i samsvar med fluidvolumer for alle faser i den lineariserte betydningen.

<Av denne grunn vil også>Fv<og>Ui<kunne brukes når det settes opp ikke-lineære>strømningsapproksimasjoner. For å oppnå ligninger for metningsløsning, vil den følgende definisjonen på fasemetning,

kunne skrives for ω-1 fasene og bli linearisert som

Den endelige formen på metningsligninger for SI-formuleringsmetoden vil deretter kunne bli representert som:

På samme måte som ligningene for trykkløsning, vil en relaksasjonsfaktor kunne være innbefattet i metningsligningen. Det bør nevnes at δp-uttrykket på høyre side i ligning 20 er kjent fra trykkløsningen.

Metningsendringer for IMPES-formulering vil kunne beregnes uten en løsning, som:

Ved blokk 316 vil metningsligningene kunne løses. Ved blokk 318 vil massestrømningsrater og masser kunne oppdateres basert på ligninger 19 og 8.

For IMPES-formuleringsmetoden vil ikke-lineær strømningsapproksimasjon kunne legges til som et etter-prosesseringstrinn etter trykkløsningen. I motsetning til SI, vil strømningsapproksimasjon for IMPES kunne anses som en eksplisitt løsningsprosedyre for metninger og masser. Etter trykkløsningen vil fasestrømningsrater kunne oppdateres og samlet strømningsrate vil kunne beregnes.

Verdier for og , slik som definert i ligninger 14 og 15 vil der-

etter kunne beregnes. Den ikke-lineære strømningsapproksimasjon for IMPES er den samme som for SI, med unntak av at det hjelpende tidstrinnet vil gå fra t<k>til t<k+1>. For IMPES brukes de endelige verdiene for massestrømningsrater fra hjelpende tidstrinn til å beregne de endelige masseendringene δni for tidstrinnet, som deretter plugges inn i Ligning 21 for å beregne metningsendringer. Det er gunstig at de ytterligere beregningstrinnene forbedrer nøyaktigheten for fasekomponentdensiteter så vel som metningsløsninger for IMPES-metoden.

For IMPSAT-formuleringsmetoden vil ikke-lineær strømningsapproksimasjon kunne utføres som et forprosesseringstrinn før trykkløsningen. Ikke-lineær strømningsapproksimasjon for IMPSAT er tilsvarende den for SI, med unntak av at strømningsapproksimasjonen anvender i og evaluert ved begynnelsen av

tidstrinnet snarere enn vJ , iog beregnet fra den samlede strømningsraten. Når ikke-lineær strømningsapproksimasjon har blitt fullført vil fasekomponentdensitet ved bli satt inn i uttrykkene for massestrømningsrater (Ligning 3) for rekalkulering av uttrykk for , nødvendige byggeblokker for IMPSAT-ligninger for trykkløsning og fasemetningsløsning. Det bør nevnes at midttiden blir bare brukt her som et eksempel. I eksempelvise utførelsesformer av de presenterte teknikkene, vil andre tidsnivåer kunne brukes, som er mellom et gammelt og nytt tidsnivå for tidstrinnet.

For IMPSAT-formuleringsmetoden vil trykk og fasemetninger kunne løses samtidig. Ligninger benyttet for IMPSAT-metoden vil kunne innbefatte total volumbalanse, dvs. ligning 7 og ω-1 ligninger for fasemetninger, dvs. Ligning 17. Ligninger 7 og 17 vil kunne lineariseres mht. δp og δSv:

og

Fig. 4 er et blokkdiagram for en fremgangsmåte 312 for ikke-lineær approksimasjon, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. I fremgangsmåten 312, blir behandlet mer nøyaktig enn å sette dens verdi ved begynnelsen av hvert tidstrinn.

Ifølge Lax-Wendroff oppsett for hyperbolske bevaringslover, vil nøyaktigheten for endelig-differanse oppsett kunne forbedres ved å sentrere fluksene ved midttidsnivået t<k+1/2>fremfor ved begynnelsen av tidstrinnet. Det resulterende oppsettet vil fortsatt være eksplisitt fordi flukser ved t<k+1/2>er numerisk relaterte til deres verdier ved t<k>, og til de tidsderiverte for de ukjente ligningene. Ved differensiering og manipulering av de opprinnelige hyperbolske ligningene, vil de tidsderiverte også kunne uttrykkes som flukser fra naboceller ved t<k>.

Fremgangsmåten 312 vil kunne være et hjelpesystem for estimering av ved t<k+1/2>som et eksplisitt oppsett basert på ligninger for massekonservering. Ved blokk 404 vil massene kunne beregnes eksplisitt. Med utgangspunkt fra strømningstilstandene ved t<k>, vil fremgangsmåten 312 først kunne velge en størrelse for det hjelpende tidstrinnet, dt* = (t<k+1/2>-t<k>)/J, og eksplisitt beregne masser for tid

t<k>+ j · dt*, 1 ≤ j ≤ J , ved anvendelse av

Ved blokk 406, vil fasekomponentdensiteten kunne oppdateres. I hvert hjelpende tidstrinn oppdateres ξv,i som:

Ved blokk 408 vil komponentstrømningsrater kunne kalkuleres ved den faste totale strømningsraten. Først beregnes metninger for strømningsapproksimasjon ut fra tallforhold om fasevolumer og totalt fluidvolum som:

Som hevdet tidligere, verdien på åp ovenfor er kjent fra trykkløsningen. Typisk vil ikke en likefrem lineær oppdatering være anbefalt for metninger fordi den har en tendens til å gjøre det hjelpende systemet svært ikke-lineært, og vil t.o.m. gjøre at løsninger blåses opp. Fasestrømningsrater og deriverte vil kunne utledes fra total strømningsrate for å oppdatere Fv:

Massestrømningsrater ved t<k>+ j dt * vil deretter kunne beregnes som:

Som definert i Ligning 28, vil være lineært avhengig av endringene mellom trinnene. Fremgangsmåten 312 er fullført når et spesifisert antall trinn har blitt utført. I en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene vil 5-10 trinn kunne benyttes. ξv,i-uttrykkene i ligninger 15, 16 og 20 ville da kunne erstattes

med . De resterende kalkulasjonstrinnene for SI-formuleringsmetoden vil

deretter kunne utføres uten ytterligere modifikasjon.

Fig. 5 er et blokkdiagram av en svartolje-modell 500, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Svartolje-modellen 500 innbefatter et reservoar 512, to produksjonsbrønner, Produp 504 og Proddown 508, o injeksjonsbrønner 502, 506 og 510.

I svartolje-modellen 500 vil reservoaret 512 vær partisjonert til 3 lag og 750 nettverksblokker. Svartolje-modellen 500 vil kunne initialiseres basert på likevekt mellom kapillærtrykk og gravitasjon. Ved tid 0 vil reservoaret kunne fylles med gass i det øvre partiet av reservoaret. Nedenfor gassen vil det kunne ligge en overgangssone, hvor gassmetningen gradvis reduseres til 0 mens vannmetningen øker med dybden.

Ved det nedre partiet av overgangssonen vil oljemetningen gradvis reduseres til 0 mens vannmetningen øker med dybden. I områder hvor gassmetning er null, vil gassdensitet i olje først kunne bli satt til verdier som svarer til en mettet tilstand.

Det nederste partiet av reservoaret vil kunne inneholde bare vann. I svartoljemodellen 500 vil det kunne være en vanninjeksjonsenhet 510 i bunnpartiet av reservoaret 512. To gassinjeksjonsenheter 502 og 506 i svartolje-modellen 500 blir ikke aktivert.

De resterende brønnene innbefatter en produksjonsenhet (Produp 504) ved det øvre partiet av overgangssonen og en annen produksjonsenhet (Produp 508) ved det nedre partiet av overgangssonen. En konstant oljeproduksjonsrate på 5000 fat/dag legges på produksjonsenhetene 504 og 508. Injeksjonsenheten 510 vil kunne injisere vann ved 80000 fat/dag. For å kunne styre simuleringskjøringen vil en maksimal og målrettet metningsendring for alle faser kunne settes til 5% og 4,5%.

De samme innstillingene vil kunne brukes til maksimalt og målrettet volumavvik for alle faser. Figurer 6A-6B er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en IMPES-formuleringsmetode, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Grafene 600A og 600B representerer resultater basert på svartolje-modellen 500 med anvendelse av hhv. standard IMPES-metode og stabilisert IMPES-metode. Av hensyn til klarhet er bare simuleringsresultater for brønn Proddown 508 vist.

Som vist, grafene 600A, 600B representerer predikerte faserater for gass og vann over en periode på 900 dager. Graf 600A, med data tegnet fra en standard IMPES-metode, viser vesentlig ustabilitet i området 602. Området 602 representerer faserater for vann mellom dager 500 og 900. I motsetning til dette viser graf 600B, med data tegnet fra den stabiliserte IMPES-metoden, en glatt kurve for vannfaseratene.

Figurer 7A-7B er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en SI-formuleringsmetode, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Som vist, graf 700A, som representerer data utledet fra standard SI-metoden, innbefatter et område 702 med stor ustabilitet av faserater for både gass og vann. I motsetning til dette innbefatter grafen 700B, som representerer data utledet fra den stabiliserte SI-metoden, glatte kurver for gass-, vann- og oljefaseratene.

Figurer 8A-8B er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en IMPSAT-formuleringsmetode, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Som vist, graf 800A, som representerer data utledet fra standard IMPSAT-metoden, innbefatter et område 902 med stor ustabilitet av faserater for både gass og vann. I motsetning til dette innbefatter grafen 800B, som representerer data utledet fra den stabiliserte IMPSAT-metoden, glatte kurver for gass-, vann- og oljefaseratene.

Fig. 9 er et blokkdiagram av en sammensetningsmodell 900, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Sammensetningsmodellen 900 innbefatter et reservoar 910 med form av en kube, og er partisjonert i 40 lag og 4840 nettverksblokker. I dette eksemplet vil reservoarfluidene inneholde 8 hydrokarbonkomponenter og vann. Sammensetningsmodellen 900 blir initialisert, basert på likevekt mellom kapillærtrykk og gravitasjon. Ved tid 0 har reservoaret 910 vann og undermettet olje. I sammensetningsmodellen 900 blir en aktiv gassinjeksjonsenhet 908 og en aktiv produksjonsenhet 904 plassert i to motsatte hjørner av reservoaret 910. Produksjonsenheten 904 settes til bhp-regulering i brønnhåndtering, som også forsterker en maksimal grense på 22,5 MSCF/dag på gassproduksjonsraten.

For å regulere simuleringskjøringen, kan maksimale og målrettede metningsendringer per tidstrinn for alle faser settes til 5% og 4,5% for alle faser, mens maksimalt og målrettet volumavvik vil kunne settes til 5% og 4,5% for alle faser. Den samme modellen benyttes for testing av standard og stabiliserte versjoner av SI-formuleringsmetoden.

Figurer 10A-10C er grafer som illustrerer en stabiliseringsforbedring for en SI-formuleringsmetode på sammensetningsmodellen 900, i samsvar med en eksempelvis utførelsesform av de foreliggende teknikkene. Grafene 1000A og 1000B representerer faserater for gass og olje ved anvendelse av standard SI-formuleringsmetode. Som vist, grafene 1000A og 1000B innbefatter områder 1004A og 1004B med stabilitet, og områder 1002A og 1002B med ustabilitet. Faktisk er det så mange numeriske oscillasjoner at brønnhåndteringsreguleringen utløses for å begrense den maksimale gassproduksjonen. I motsetning til dette, vil graf 1000C, som representerer data utledet fra den stabiliserte metoden, innbefatte to glatte kurver 1004C og 1006C for gass- og oljefaseratene.

De teknikkene som er omtalt her vil kunne implementeres på en datamaskinanordning, slik som illustrert i Fig. 11. Fig. 11 illustrerer et eksempelvis datamaskinsystem 1100, hvorpå programvare for å utføre prosesseringsoperasjoner for utførelsesformer av de foreliggende teknikkene vil kunne implementeres. En sentral prosesseringsenhet (CPU) 1101 koples til en systembuss 1102. I utførelsesformer vil CPU’en 1101 kunne være en CPU for generelle formål. De foreliggende teknikkene er ikke begrenset av arkitekturen for CPU 1101 (eller andre komponenter av eksempelvis system 1100) så lenge CPU’en 1101 (og andre komponenter av system 1100) støtter operasjoner i samsvar med teknikkene som er beskrevet her. CPU’en 1101 vil kunne utføre de forskjellige logiske instruksjonene i henhold til Datamaskinsystemet. F.eks. vil CPU’en 1101 kunne utføre maskinnivå-instruksjoner for å utføre prosessering ihht. den eksempelvise driftsstrømningen beskrevet ovenfor i forbindelse med figurer 3-4. Som et spesifikt eksempel vil CPU’en 1101 kunne utføre maskinnivå-instruksjoner for å utføre de fremgangsmåtene i figurer 3-4.

Datamaskinsystemet 1100 vil også kunne innbefatte random access minne (RAM) 1103, som vil kunne være SRAM, DRAM, SDRAM eller lignende. Datamaskinsystemet 1100 vil kunne innbefatte read-only minne (ROM) 1104, som vil kunne være PROM, EPROM, EEPROM eller lignende. RAM 1103 og ROM 1104 holder bruker- og systemdata og programmer, som vil være godt kjent innen faget. Programmene vil kunne innbefatte koder lagret på RAM 1104, som vil kunne brukes til modellering av geologiske egenskaper, i samsvar med utførelsesformer av de foreliggende teknikkene.

Datamaskinsystemet 1100 vil også kunne innbefatte en input/output (I/O)-adapter 1105, en kommunikasjonsadapter 1111, en brukergrenseflate-adapter 1108, og en displayadapter 1109. I/O-adapteren 1105, brukergrenseflateadapteren 1108 og/eller kommunikasjonsadapteren 1111 vil, i visse utførelsesformer, gjøre det mulig for en bruker å vekselvirke med for å gi informasjon inn.

I/O-adapteren 1105 vil kunne kople bussen 1102 til lagringsanordning(er) 1106, så som en eller flere harddisker, kompaktdisker(CD), floppydisker, bånd, flash-drive, USB-tilkoplet lagring, osv. til datamaskinsystemet 1100. Lagringsanordningene vil kunne benyttes når RAM 1103 er utilstrekkelig for minnekravene knyttet til lagring av data for å operere utførelsesformer av de foreliggende teknikkene. F.eks. vil lagringsanordningen 1106 for datamaskinsystemet 1100 kunne brukes for lagring av slik informasjon som komputasjonsnett, mellomliggende resultater og kombinerte datasett og/eller annen data benyttet eller generert i samsvar med utførelsesformer av de foreliggende teknikkene.

Kommunikasjonsadapteren 1111 er tilpasset for å kople datamaskinsystemet 1100 til et nettverk 1112, som vil kunne gjøre det mulig for informasjon å være input og/eller output fra systemet 1100 via nettverket 1112, f.eks. internett eller annet nettverk for et bredt område, et nettverk for et lokalt område, et offentlig eller privat telefonsentralnettverk, et trådløst nettverk, eller enhver kombinasjon av det foregående. Brukergrenseflate-adapteren 1108 kopler brukerinputanordninger, så som et tastatur 1113, en pekeranordning 1107 og en mikrofon 1114 og/eller outputanordninger, så som høyttaler(e) 1115 til datamaskinsystemet 1100. Displayadapteren 1109 drives av CPU 1101 for å regulere displayen på displayanordningen 1110, f.eks. for å vise informasjon som gjelder et målrettet område under analyse, så som å ha display på en generert representasjon av komputasjonsnettet, reservoaret, eller det målrettede området, i henhold til visse utførelsesformer.

Det skal erkjennes at de foreliggende teknikkene ikke begrenses til den arkitekturen som er for datamaskinsystemet 1100 illustrert i Fig. 11. F.eks. vil enhver prosessorbasert anordning kunne benyttes for implementering av alle eller en del av de utførelsesformene som er for de foreliggende teknikkene, som uten begrensinger innbefatter PC’er, laptop-PC’er, datamaskin-arbeidsstasjoner, og multiprosessorservere. F.eks. vil de foreliggende teknikkene og metodene kunne utføres på et system som har multiple parallelle prosessorer. Videre vil utførelsesformer kunne implementeres på applikasjonsspesifikke integrerte kretser (ASICS – «application specific integrated circuits») eller VLSI-kretser ("very large scale integrated circuits»). Faktisk vil personer med ordinær kunnskap om faget kunne benytte ethvert antall egnede konstruksjoner som er i stand til å utføre logiske operasjoner ihht. utførelsesformene.

Claims (20)

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for fremstilling av hydrokarboner under anvendelse av et datasystem for å modellere egenskaper hos et reservoar, omfattende:

å fremskaffe datasystemet omfattende en eller flere prosessorer og ytterligere omfattende

et maskinlesbart medium omfattende en kode konfigurert til å dirigere prosessoren til å utføre en simulering basert på en IMPSAT formuleringsmetode for reservoaret som utfører en hjelpe tids-trinn-prosedyre for å forbedre stabiliteten av simuleringen, hvor flertallet av tidstrinn omfatter et gammelt tidstrinn og et nytt tidstrinn,

hvor å utføre simuleringen omfatter:

(i) å regne ut et antall fasestrømningsgrader i gammel tid og et antall fasestrømningsgrad-derivater med hensyn på antallet metninger i gammel tid;

(ii) å utføre en hjelpe tids-trinnvis prosedyre mellom gammel tid og ny tid, hvor den hjelpe tids-trinnvise prosedyren ikke krever ytterligere lineær løsning eller sort-olje, likning av tilstandsegenskapsutregninger og hvor hjelpe tidstrinnprosedyren omfatter:

å regne ut et antall masser av reservoaret eksplisitt;

oppdatere et antall fasekomponent-tettheter av reservoaret lineært fra antallet av masser;

regne ut et antall metningsendringer av reservoaret basert på antallet masser;

oppdatere et antall fasestrømningsgrader av reservoaret basert på antallet metningsendringer, antallet fasestrømningsgrader ved gammel tid og antallet fasestrømningsgrads-derivater med hensyn på antallet metninger ved gammel tid og

regne ut et antall komponent strømningsgrader av reservoaret basert på det oppdaterte antallet av fasekomponent-tettheter, antallet av fasestrømningsgrader av reservoaret;

(iii) utføre trykk og metning lineær løsning etter utføring av hjelpe tidstrinn-prosedyren og mellom gammel tid og ny tid;

trekke ut en løsning fra datasystemet og

fremstille hydrokarboner fra olje og/eller gassfeltet basert på løsningen som er trukket ut fra datamaskinen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor utføring av IMPSAT formuleringsmetoden for reservoaret omfatter:

å regne ut på nytt, etter hjelpe tidstrinn-prosedyren, antallet av komponent strømningsgrader basert på antallet fasekomponent-tettheter ved et tidsnivå mellom gammel tid og ny tid og fasestrømningsgrader ved gammel tid;

regne ut et antall komponent strømningsgradderivater med hensyn på et trykk og antallet metninger;

løse, samtidig eller implisitt, trykket av reservoaret og antallet metninger av reservoaret;

oppdatere antallet komponent strømningsgrader av reservoaret basert på det løste trykket og antallet metningsendringer;

oppdatere for et simulerings tidstrinn antallet av masser og

oppdatere for simulerings tidstrinnet av antallet metninger.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor IMPSAT formuleringsmetoden er basert på en av: en sort-olje-modell og en sammensetnings-modell.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor en eller flere ukjente variabler av IMPSAT formuleringsmetoden er approksimert ved tidsnivået.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tidsnivået er et midt-tidsnivå eller det nye tidsnivået eller en grad mellom gammel og ny tid.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, omfattende å utføre en diskretseringsmetode som er assosiert med IMPSAT formuleringsmetoden.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor diskretiseringsmetoden omfatter en av: endelig forskjell; endelig volum; endelig element; blandet endelig element, diskontinuerlig Galerkin og mimetisk endelig forskjell.

8. System for fremstilling av hydrokarboner fra et reservoar omfattende: et antall prosessorer;

et maskinlesbart medium omfattende kode konfigurert til å dirigere minst en av antallet prosessorer for å utføre en simulering som er basert på en sekvensiell implisitt (SI) formuleringsmetode for reservoaret som utfører en hjelpe tidstrinnsprosedyre for å forbedre stabiliteten av simuleringen, hvor simuleringen omfatter et antall tidstrinn og hvor antallet tidstrinn omfatter et gammelt tidstrinn og et nytt tidstrinn, hvor koden er konfigurert til å :

finne et antall trykkløsninger for et antall diskretiserte trykklikninger for reservoaret basert på den sekvensielle implisitte (SI) formuleringsmetoden; oppdatere et antall av fasestrømningsgrader for reservoaret basert på antallet trykkløsninger;

regne ut et antall fasestrømningsgradderivater for reservoaret med hensyn på et antall metninger for reservoaret;

utføre en hjelpetidstrinnprosedyre mellom gammel tid og ny tid,

hvor en total fasestrømningsgrad er preservert, hvor hjelptidstrinnprosedyren ikke krever ytterligere lineær oppløsning eller svart-olje, likning for tilstandsegenskaputregninger og hvo hjelpetidstrinn-prosedyren omfatter kode konfigurert til å:

regne ut et antall masser av reservoaret eksplisitt;

oppdatere et antall fasekomponent-tettheter av reservoaret i fase lineært fra antallet masser;

regnet ut et antall metningsendringer av reservoaret basert på antallet masser;

oppdatere antallet fasestrømningsgrader for reservoaret basert på antallet metningsendringer og

regne ut på nytt et antall komponentstrømningsgrader av reservoaret basert på det oppdaterte antallet fasekomponent-tettheter og antallet fasestrømningsgrader;

utføre metningslineær løsning etter utføringen av hjelpe tidstrinnprosedyren og mellom gammel tid og ny tid;

finne simuleringsresultater fra simuleringen basert på SI formuleringsmetoden for reservoaret som utfører en hjelpe tidstrinnsprosedyre og et brønnhåndterings kontrollsystem som blir igangsatt for å utføre justeringer i fremstillingen av hydrokarboner fra reservoaret basert på utløps simuleringsresultatene.

9. System ifølge krav 8, hvor utføringen av SI formuleringsmetoden omfatter:

regne ut på nytt, etter hjelpe-tidstrinnprosedyren, det oppdaterte antall av komponent strømningsgrader for reservoaret basert på antallet fasekomponenttettheter av reservoaret ved et tidsnivå mellom den gamle tiden og den nye tiden og det oppdaterte antallet av fasestrøm-grader etter å ha funnet trykkløsningene;

regne ut på nytt et antall komponent strømningsgard-derivater for reservoaret med hensyn til antallet metninger basert på antallet fasekomponenttettheter ved et tidsnivå mellom gammel tid og ny tid og antallet fasestrømningsgrad-derivater med hensyn til antallet metninger etter hå ha funnet trykkløsningene;

løse antallet strømningsendringer av reservoaret implisitt;

oppdatere antallet komponent-strømningsgrader basert på det løste antallet metningsendringer;

oppdatere for et simulerings tidstrinn antallet masser basert på det oppdaterte antallet komponent strømningsgrader og

oppdatere for simulerings tidstrinnet, antallet metninger.

10. System ifølge krav 8, hvor SI formuleringsmetoden er basert på en av: svartolje-modellen og sammensetningsmodellen.

11. System ifølge krav 8, hvor en eller flere ukjente variabler av SI formuleringsmetoden blir approksimert ved tidsnivået.

12. System ifølge krav 9, hvor tidsnivået er et midt-tidsnivå eller nytt tidsnivå.

13. System ifølge krav 8, omfattende å utføre en diskretiseringsmetode som er assosiert med formuleringsmetoden.

14. System ifølge krav 13, hvor diskretiseringsmetoden omfatter en av: endelig forskjell; endelig volum; endelig element; blandet endelig element; diskontinuerlig Galerkin og mimetisk endelig forskjell.

15. Fremgangsmåte for fremstilling av hydrokarboner fra et olje og/eller gassfelt ved å anvende en stabilisert formuleringsmetode angående en fysisk struktur, hvor fremgangsmåten for fremstilling av hydrokarboner omfatter:

å fremskaffe et datamaskinsystem omfattende en eller flere prosessorer og som ytterligere omfatter et maskinlesbart medium omfattende kode konfigurert til å dirigere prosessoren til å utføre en simulering basert på en IMPES formuleringsmetode for olje og/eller gassfeltet som utfører en hjelpetidstrinnsprosedyre for å forbedre stabiliteten av simuleringen, hvor antallet tidstrinn omfatter et gammelt tidstrinn og et nytt tidstrinn; hvor utføring av simuleringen omfatter:

I datasystemet å løse en trykklikning for olje og/eller gassfeltet basert på IMPES formuleringsmetoden for å oppnå trykkløsninger;

i datasystemet å oppdatere et antall fasestrømningsgrader for olje og/eller gassfeltet basert på de utførte trykkløsninger;

i datasystemet å regne ut et antall fasestrømningsgrad-derivater for olje og/eller gassfeltet med hensyn til et antall metninger for reservoaret;

i datasystemet å utføre en hjelpe tidstrinn-prosedyre mellom den gamle tiden og den nye tiden for hvert av antallet tidstrinn, hvor hjelpe-tidstrinnprosedyren ikke krever ytterligere lineær løsning eller svart-olje, likning for tilstandsegenskap-utregninger og hvor en total fasestrømningsgrad blir preservert, hvor hjelpe tidstrinn-prosedyren omfatter:

å regne ut et antall masser for olje og/eller gassfeltet eksplisitt; oppdatere et antall fasekomponenttettheter for olje og/eller gassfeltet lineært fra antallet masser;

regne ut et antall metningsendringer for olje og/eller gassfeltet basert på antallet masser;

oppdatere antallet fasestrømningsgrader for olje og/eller gassfeltet basert på antallet metningsendringer og

regne ut et antall komponent strømningsgrader for olje og/eller gassfeltet basert på det oppdaterte antallet fasekomponent-tettheter og antallet fasestrømningsgrader;

presentere simuleringsresultater fra simuleringen basert på IMPES-formuleringsmetoden for olje og/eller gassfeltet som utfører en hjelpetidstrinnsprosedyre og å fremstille hydrokarboner fra olje og/eller gassfeltet basert på resultater fra simuleringen basert på IMPES formuleringsmetoden for olje og/eller gassfeltet som utfører en hjelpe-tidstrinnsprosedyre.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, omfattende:

å oppdatere for et simulerings tidstrinn antallet masser basert på antallet komponent strømningsgrader;

oppdatere for simuleringstidstrinnet antallet metninger basert på antallet masser og

ekstrahere hydrokarboner fra olje og/eller gassfeltet basert på det oppdaterte antallet av masser, det oppdaterte antallet metninger og antallet komponent strømningsgrader.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor IMPES formuleringsmetoden er basert på en av: en svartolje-modell og en sammensetningsmodell.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor en eller flere av ukjente variabler av IMPES formuleringsmetoden blir approksimert ved tidsnivået.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor tidsnivået er det nye tidsnivået.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 15, omfattende å utføre en diskretiseringsmetode som er assosiert med formuleringmetoden, hvor diskretiseringsmetoden omfatter en av: endelig volum; endelig element; blandet endelig element; diskontinuerlig Galerkin og mimetisk endelig forskjell.