RU2014120155A - Оптимизация модели с несколькими периодами для экономического оценивания регуляторов расхода - Google Patents

Оптимизация модели с несколькими периодами для экономического оценивания регуляторов расхода Download PDF

Info

Publication number
RU2014120155A
RU2014120155A RU2014120155/03A RU2014120155A RU2014120155A RU 2014120155 A RU2014120155 A RU 2014120155A RU 2014120155/03 A RU2014120155/03 A RU 2014120155/03A RU 2014120155 A RU2014120155 A RU 2014120155A RU 2014120155 A RU2014120155 A RU 2014120155A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
evaluation
reservoir
sensors
measurement results
optimization unit
Prior art date
Application number
RU2014120155/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Майкл Дэвид ПРЭНДЖ
Уилльям Дж. БЕЙЛИ
Дади ВАН
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2014120155A publication Critical patent/RU2014120155A/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60Analysis
    • G01V2210/66Subsurface modeling
    • G01V2210/663Modeling production-induced effects
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60Analysis
    • G01V2210/66Subsurface modeling
    • G01V2210/665Subsurface modeling using geostatistical modeling

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Feedback Control In General (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)
  • Control Of Non-Electrical Variables (AREA)

Abstract

1. Способ управления оборудованием для извлечения углеводородов из пластового резервуара, включающий:построение ряда моделей пластового резервуара, в котором каждая модель представляет собой воплощение пластового резервуара и включает измерение параметров подземного продуктивного горизонта;оценку результатов измерений для ряда моделей; иуправление устройством, причем управление выполняется в соответствии с оценкой результатов измерений;а построение, оценку и/или управление осуществляют циклическим гибким методом.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап оценки включает использование моделирующего устройства.3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап управления включает использование блока оптимизации.4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что включает этап сброса блоком оптимизации результатов измерений, при этом блок оптимизации работает в режиме циклических повторений.5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление дебитом включает проведение анализа разрешения, требуемого для принятия решений.6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что оценка включает проведение анализа разрешения, требуемого для принятия решений.7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оценка включает регрессионный анализ с использованием базисных функций.8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оценка включает использование метода k ближайших соседей.9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что геофизические измерения охватывают использование данных поверхностных датчиков, скважинных датчиков, вспомогательных датчиков, стационарных датчиков, каротажных диаграмм, выхода флюида, испытаний скважин, электромагнитных исследований, гравиметр�

Claims (20)

1. Способ управления оборудованием для извлечения углеводородов из пластового резервуара, включающий:
построение ряда моделей пластового резервуара, в котором каждая модель представляет собой воплощение пластового резервуара и включает измерение параметров подземного продуктивного горизонта;
оценку результатов измерений для ряда моделей; и
управление устройством, причем управление выполняется в соответствии с оценкой результатов измерений;
а построение, оценку и/или управление осуществляют циклическим гибким методом.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап оценки включает использование моделирующего устройства.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап управления включает использование блока оптимизации.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что включает этап сброса блоком оптимизации результатов измерений, при этом блок оптимизации работает в режиме циклических повторений.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление дебитом включает проведение анализа разрешения, требуемого для принятия решений.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что оценка включает проведение анализа разрешения, требуемого для принятия решений.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оценка включает регрессионный анализ с использованием базисных функций.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оценка включает использование метода k ближайших соседей.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что геофизические измерения охватывают использование данных поверхностных датчиков, скважинных датчиков, вспомогательных датчиков, стационарных датчиков, каротажных диаграмм, выхода флюида, испытаний скважин, электромагнитных исследований, гравиметрических исследований, радиоактивных исследований, измерения наклономером, сейсмических исследований, измерения дебита воды, нефти или газа и/или отдельных либо совмещенных измерений дебита.
10. Способ по п. 1, который дополнительно включает следующие этапы: заполнение пласта нефтью, водой, нагнетание в пласт газа или углекислого газа, использование методов повышения нефтеотдачи (МПНО), статических или регулируемых скважинных регуляторов, размещение скважин, определение типа и расположения платформы, бурение, прогревание пласта месторождения или геонавигацию.
11. Способ управления оборудованием для извлечения углеводородов из пластового резервуара, включающий:
построение ряда моделей пластового резервуара, в котором каждая модель представляет собой воплощение пластового резервуара и включает измерение параметров подземного продуктивного горизонта;
оценку результатов измерений для ряда моделей; и
управление устройством, причем управление выполняется в соответствии с оценкой результатов измерений;
а сбор данных, оценка и/или управление включают использование метода ближайшего соседа.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что этап оценки включает использование моделирующего устройства.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что этап управления включает использование блока оптимизации.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что включает этап сброса блоком оптимизации результатов измерений, причем блок оптимизации работает в режиме циклических повторений.
15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что управление дебитом включает этап проведения анализа разрешения, требуемого для принятия решений.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что этап оценки включает анализ разрешения, требуемого для принятия решений.
17. Способ по п. 11, отличающийся тем, что этап оценки включает этап регрессионного анализа с использованием базисных функций.
18. Способ по п. 11, отличающийся тем, что этап оценки включает использование метода k ближайших соседей.
19. Способ по п. 11, отличающийся тем, что этап геофизических измерений осуществляют с использованием данных поверхностных датчиков, скважинных датчиков, вспомогательных датчиков, стационарных датчиков, данных каротажных диаграмм, выхода флюида, испытаний скважины, электромагнитных исследований, гравиметрических исследований, радиоактивных исследований, измерений наклономером, сейсмических исследований, измерения дебита воды, нефти или газа и/или отдельных либо совмещенных измерений дебита.
20. Способ по п. 11, который дополнительно включает: заполнение пласта нефтью, водой, нагнетание в пласт газа или углекислого газа, использование методов повышения - нефтеотдачи (МПНО), статических или регулируемых скважинных регуляторов, размещение скважин, определение типа и расположения платформы, бурение, прогревание пласта месторождения или геонавигацию.
RU2014120155/03A 2011-10-20 2012-10-12 Оптимизация модели с несколькими периодами для экономического оценивания регуляторов расхода RU2014120155A (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161549526P 2011-10-20 2011-10-20
US61/549,526 2011-10-20
PCT/US2012/059899 WO2013059079A1 (en) 2011-10-20 2012-10-12 Optimization of a multi-period model for valuation applied to flow control valves

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2014120155A true RU2014120155A (ru) 2015-11-27

Family

ID=48141259

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014120155/03A RU2014120155A (ru) 2011-10-20 2012-10-12 Оптимизация модели с несколькими периодами для экономического оценивания регуляторов расхода

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9708899B2 (ru)
BR (1) BR112014009734A2 (ru)
GB (1) GB2509639A (ru)
NO (1) NO346676B1 (ru)
RU (1) RU2014120155A (ru)
SA (1) SA112330941B1 (ru)
WO (1) WO2013059079A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10273791B2 (en) 2015-11-02 2019-04-30 General Electric Company Control system for a CO2 fracking system and related system and method
US10839302B2 (en) 2015-11-24 2020-11-17 The Research Foundation For The State University Of New York Approximate value iteration with complex returns by bounding
WO2017222540A1 (en) * 2016-06-24 2017-12-28 Schlumberger Technology Corporation Drilling measurement valuation
US11568236B2 (en) 2018-01-25 2023-01-31 The Research Foundation For The State University Of New York Framework and methods of diverse exploration for fast and safe policy improvement
US11680464B2 (en) 2018-12-10 2023-06-20 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for reservoir and wellbore simulation
WO2020246954A1 (en) * 2019-06-03 2020-12-10 Schlumberger Technology Corporation Flow control device openings for completion design
GB202005239D0 (en) * 2020-04-08 2020-05-20 Solution Seeker As A method of modelling a production well

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6787758B2 (en) 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
CA2362285C (en) * 1999-02-12 2005-06-14 Schlumberger Canada Limited Uncertainty constrained subsurface modeling
US6980940B1 (en) * 2000-02-22 2005-12-27 Schlumberger Technology Corp. Intergrated reservoir optimization
US20050149304A1 (en) 2001-06-27 2005-07-07 Fluidigm Corporation Object oriented microfluidic design method and system
US7100994B2 (en) * 2001-10-24 2006-09-05 Shell Oil Company Producing hydrocarbons and non-hydrocarbon containing materials when treating a hydrocarbon containing formation
AU2003232120A1 (en) * 2002-05-13 2003-11-11 Rensselaer Polytechnic Institute Discrete event simulation system and method
FR2855631A1 (fr) 2003-06-02 2004-12-03 Inst Francais Du Petrole Methode pour optimiser la production d'un gisement petrolier en presence d'incertitudes
US8781808B2 (en) * 2005-10-10 2014-07-15 Sei Yang Yang Prediction-based distributed parallel simulation method
WO2008028122A2 (en) * 2006-09-01 2008-03-06 Chevron U.S.A. Inc. History matching and forecasting in the production of hydrocarbons
US7657494B2 (en) * 2006-09-20 2010-02-02 Chevron U.S.A. Inc. Method for forecasting the production of a petroleum reservoir utilizing genetic programming
WO2008055186A2 (en) * 2006-10-30 2008-05-08 Schlumberger Canada Limited System and method for performing oilfield simulation operations
GB2450502B (en) * 2007-06-26 2012-03-07 Statoil Asa Microbial enhanced oil recovery
US8073800B2 (en) * 2007-07-31 2011-12-06 Schlumberger Technology Corporation Valuing future information under uncertainty
US8793111B2 (en) * 2009-01-20 2014-07-29 Schlumberger Technology Corporation Automated field development planning
US9488044B2 (en) 2008-06-23 2016-11-08 Schlumberger Technology Corporation Valuing future well test under uncertainty
US9052409B2 (en) * 2008-07-11 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Monte Carlo method for laplace inversion of NMR data
AU2009293215A1 (en) * 2008-09-19 2010-03-25 Chevron U.S.A. Inc. Method for optimizing well production in reservoirs having flow barriers
CA2783787A1 (en) * 2010-02-12 2011-08-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for creating history-matched simulation models
US8688616B2 (en) * 2010-06-14 2014-04-01 Blue Prism Technologies Pte. Ltd. High-dimensional data analysis
US9593558B2 (en) * 2010-08-24 2017-03-14 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for planning a well path
US9280517B2 (en) * 2011-06-23 2016-03-08 University Of Southern California System and method for failure detection for artificial lift systems

Also Published As

Publication number Publication date
GB201406063D0 (en) 2014-05-21
GB2509639A (en) 2014-07-09
BR112014009734A2 (pt) 2017-04-18
US9708899B2 (en) 2017-07-18
NO20140522A1 (no) 2014-04-23
NO346676B1 (no) 2022-11-21
US20140257577A1 (en) 2014-09-11
SA112330941B1 (ar) 2017-12-13
WO2013059079A1 (en) 2013-04-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2497900B1 (en) Modeling hydraulic fractures
RU2014120155A (ru) Оптимизация модели с несколькими периодами для экономического оценивания регуляторов расхода
Dai et al. Uncertainty quantification for CO2 sequestration and enhanced oil recovery
CN103370494B (zh) 用于执行井下增产作业的系统和方法
AU2012333024B2 (en) Method for measurement screening under reservoir uncertainty
US20080319726A1 (en) System and method for performing oilfield simulation operations
US20150370934A1 (en) Completion design based on logging while drilling (lwd) data
Balch et al. Integrating enhanced oil recovery and carbon capture and storage projects: a case study at Farnsworth field, Texas
AU2013296743A1 (en) Multi-level reservoir history matching
US10145985B2 (en) Static earth model calibration methods and systems using permeability testing
Pamukcu et al. Characterizing and predicting short term performance for the In Salah Krechba field CCS joint industry project
CA3031422A1 (en) Modeling of oil and gas fields for appraisal and early development
MX2015001074A (es) Monitoreo y diagnostico de depositos inundados por agua utilizando datos de produccion.
US10401808B2 (en) Methods and computing systems for processing and transforming collected data to improve drilling productivity
Senel et al. CO2 injection in a saline formation: pre-injection reservoir modeling and uncertainty analysis for illinois basin–decatur project
Gupta et al. Monitoring and modeling CO2 behavior in multiple oil bearing carbonate reefs for a large scale demonstration in northern Lower Michigan
WO2012116320A2 (en) Mean regression function for permeability
Hortle et al. Assessment of CO2 storage capacity and injectivity in saline aquifers–comparison of results from numerical flow simulations, analytical and generic models
Sakai et al. CO2 plume imaging with accelerated deep learning-based data assimilation using distributed pressure and temperature measurements at the Illinois Basin-Decatur Carbon Sequestration Project
Zinno Microseismic Data Analysis, Interpretation Compared with Geomechanical Modelling
Bhowmik Predicting the migration of CO₂ plume in saline aquifers using probabilistic history matching approaches
US20240168195A1 (en) Well intervention performance system
Carpenter Integrating Enhanced Oil Recovery and Carbon Capture and Storage: Farnsworth Field
Botnen et al. Bell Creek Test Site-Development of a Cost-Effective, Long-Term Monitoring Strategy
Juhong* Microseismic data analysis in unconventional oil and gas exploration

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20161209