RU2020126259A - Определение виртуальных параметров процесса - Google Patents
Определение виртуальных параметров процесса Download PDFInfo
- Publication number
- RU2020126259A RU2020126259A RU2020126259A RU2020126259A RU2020126259A RU 2020126259 A RU2020126259 A RU 2020126259A RU 2020126259 A RU2020126259 A RU 2020126259A RU 2020126259 A RU2020126259 A RU 2020126259A RU 2020126259 A RU2020126259 A RU 2020126259A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- produced
- fluid
- produced fluid
- flow rate
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 38
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 9
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims 6
- 230000004044 response Effects 0.000 claims 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 2
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V20/00—Geomodelling in general
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
- G06F2111/10—Numerical modelling
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
- G06N20/00—Machine learning
- G06N20/20—Ensemble learning
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Algebra (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Computing Systems (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
Claims (25)
1. Способ определения расхода добытого флюида, включающий:
построение первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной из множества скважин в кусте, причем первая скважина выполнена с возможностью получения из нее первого добытого флюида, а вторая скважина из множества скважин выполнена с возможностью получения из нее второго добытого флюида, при этом первый и второй добытые флюиды протекают в кустовой манифольд посредством системы трубопроводов в кусте;
прием данных, характеризующих один или более результатов измерения давления в кусте, причем в одном или более результатах измерения давления представлены одно или более значений давления, связанных с первым добытым флюидом и вторым добытым флюидом;
перекалибровку первой прогнозной модели на основании одного или более из результатов измерения давления и ретроспективных данных, связанных с первой скважиной;
обеспечение первого значения расхода первого добытого флюида, вычисленного с применением перекалиброванной первой прогнозной модели; и
построение прогнозной модели манифольда на основании первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной, второй прогнозной модели, связанной со второй скважиной, и модели характеристики трубопровода, связанной с системой трубопроводов, причем модель характеристики трубопровода основана на изменении давления флюида и/или изменении фазы флюида, протекающего по сегменту системы трубопроводов, или прогнозная модель манифольда включает термодинамическую модель, основанную на неэнтальпийном смешивании первого добытого флюида и второго добытого флюида.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий прием данных, характеризующих давление на устье скважины, определенных для первой скважины, и вычисление первого значения расхода на основании данных, характеризующих давление на устье скважины.
3. Способ по п. 2, в котором перекалибровку первой прогнозной модели повторяют, когда разность между вычисленным расходом первого добытого флюида и определенным с помощью датчика расходом первого добытого флюида превышает заданное пороговое значение.
4. Способ по п. 1, в котором флюид включает первый добытый флюид и второй добытый флюид.
5. Способ по п. 1, в котором кустовой манифольд включает сепаратор, выполненный с возможностью разделения смеси первого добытого флюида и второго добытого флюида на добытую нефть и добытую воду.
6. Способ по п. 5, в котором прогнозная модель манифольда выполнена с возможностью вычисления второго расхода добытой нефти и третьего расхода добытой воды.
7. Способ по п. 1, в котором первая прогнозная модель построена на основании ретроспективных данных, в которых указано одно или более из значений давления на устье скважины, значений расхода и соотношения нефти и газа в первом добытом флюиде, определенных для первой скважины.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий изменение одного или более из рабочего параметра насоса в первой скважине и/или рабочего значения клапана из устья первой скважины в первой скважине на основании вычисленного первого расхода.
9. Способ по п. 1, в котором первый добытый флюид включает одно или более из нефти, газа и воды, добытых из первой скважины.
10. Система определения расхода добытого флюида, включающая:
по меньшей мере один процессор обработки данных;
память, соединенную с по меньшей мере одним процессором обработки данных, причем в памяти хранятся инструкции для обеспечения выполнения по меньшей мере одним процессором обработки данных операций, включающих:
построение первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной из множества скважин в кусте, причем первая скважина выполнена с возможностью получения из нее первого добытого флюида, а вторая скважина из множества скважин выполнена с возможностью получения из нее второго добытого флюида, при этом первый и второй добытые флюиды протекают в кустовой манифольд посредством системы трубопроводов в кусте;
прием данных, характеризующих один или более результатов измерения давления в кусте, причем в одном или более результатах измерения давления представлены одно или более значений давления, связанных с первым добытым флюидом и вторым добытым флюидом;
перекалибровку первой прогнозной модели на основании одного или более из результатов измерения давления и ретроспективных данных, связанных с первой скважиной; и обеспечение первого значения расхода первого добытого флюида, вычисленного с применением перекалиброванной первой прогнозной модели; и
построение прогнозной модели манифольда на основании первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной, второй прогнозной модели, связанной со второй скважиной, и модели характеристики трубопровода, связанной с системой трубопроводов, причем модель характеристики трубопровода основана на изменении давления флюида и/или изменении фазы флюида, протекающего по сегменту системы трубопроводов, или прогнозная модель манифольда включает термодинамическую модель, основанную на неэнтальпийном смешивании первого добытого флюида и второго добытого флюида.
11. Система по п. 10, в которой операции дополнительно включают прием данных, характеризующих давление на устье скважины, определенных для первой скважины, и вычисление первого значения расхода на основании данных, характеризующих давление на устье скважины.
12. Система по п. 11, в которой перекалибровку первой прогнозной модели повторяют, когда разность между вычисленным расходом первого добытого флюида и определенным с помощью датчика расходом первого добытого флюида превышает заданное пороговое значение.
13. Система по п. 10, в которой флюид включает первый добытый флюид и второй добытый флюид.
14. Система по п. 10, в которой кустовой манифольд включает сепаратор, выполненный с возможностью разделения смеси первого добытого флюида и второго добытого флюида на добытую нефть и добытую воду.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201862622694P | 2018-01-26 | 2018-01-26 | |
US62/622,694 | 2018-01-26 | ||
PCT/US2019/015221 WO2019147986A1 (en) | 2018-01-26 | 2019-01-25 | Determination of virtual process parameters |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2020126259A true RU2020126259A (ru) | 2022-02-07 |
RU2020126259A3 RU2020126259A3 (ru) | 2022-02-07 |
Family
ID=67393348
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020126259A RU2020126259A (ru) | 2018-01-26 | 2019-01-25 | Определение виртуальных параметров процесса |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20190235128A1 (ru) |
EP (1) | EP3743783A4 (ru) |
CN (1) | CN111971637A (ru) |
RU (1) | RU2020126259A (ru) |
SG (1) | SG11202007061WA (ru) |
WO (1) | WO2019147986A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2019198221A1 (ja) * | 2018-04-13 | 2019-10-17 | 三菱電機株式会社 | データ処理装置、データ処理方法及びプログラム |
WO2023066548A1 (en) * | 2021-10-22 | 2023-04-27 | Siemens Energy Global GmbH & Co. KG | Virtual flow meter for multi-well oil fields |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
BRPI0708835B1 (pt) * | 2006-04-07 | 2017-09-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method to optimize production of a group of wells |
US8131470B2 (en) * | 2007-02-26 | 2012-03-06 | Bp Exploration Operating Company Limited | Managing flow testing and the results thereof for hydrocarbon wells |
US9260948B2 (en) * | 2012-07-31 | 2016-02-16 | Landmark Graphics Corporation | Multi-level reservoir history matching |
EP2853683B1 (en) * | 2013-09-30 | 2020-07-01 | Total E&P Danmark A/S | Multiphase fluid analysis |
US10370958B2 (en) * | 2014-02-12 | 2019-08-06 | Rockwell Automation Asia Pacific Business Center Pte, Ltd. | Systems and methods for locally performing well testing |
US10311173B2 (en) * | 2014-10-03 | 2019-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Multiphase flow simulator sub-modeling |
US10280722B2 (en) * | 2015-06-02 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for real-time monitoring and estimation of intelligent well system production performance |
-
2019
- 2019-01-25 RU RU2020126259A patent/RU2020126259A/ru unknown
- 2019-01-25 WO PCT/US2019/015221 patent/WO2019147986A1/en unknown
- 2019-01-25 EP EP19743716.3A patent/EP3743783A4/en not_active Withdrawn
- 2019-01-25 CN CN201980015857.1A patent/CN111971637A/zh active Pending
- 2019-01-25 US US16/258,201 patent/US20190235128A1/en not_active Abandoned
- 2019-01-25 SG SG11202007061WA patent/SG11202007061WA/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20190235128A1 (en) | 2019-08-01 |
EP3743783A4 (en) | 2021-10-27 |
RU2020126259A3 (ru) | 2022-02-07 |
EP3743783A1 (en) | 2020-12-02 |
WO2019147986A1 (en) | 2019-08-01 |
CN111971637A (zh) | 2020-11-20 |
SG11202007061WA (en) | 2020-08-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20190353017A1 (en) | Frac Flow-Back Control and/or Monitoring System and Methods | |
WO2016015655A1 (zh) | 一种钻井井筒压力校正方法 | |
RU2020126259A (ru) | Определение виртуальных параметров процесса | |
CN107045671A (zh) | 产水气井积液风险预测方法 | |
CN110206536A (zh) | 一种基于泵示功图的井口产液量采集方法 | |
CN110610435B (zh) | 产液天然气井排水采气工艺选取方法和控制系统 | |
CA2633204A1 (en) | Method of calculating pump flow rates and an automated pump control system | |
RU2015132796A (ru) | Отклонение потока в циркуляционной системе для буровой текучей среды для регулировки давления буровой текучей среды | |
RU2009106038A (ru) | Многофазный расходомер кориолиса | |
NO20073541L (no) | Styring av strommen av et flerfasefluid | |
EA019510B1 (ru) | Способ и устройство для конфигурирования системы добычи нефти и(или) газа | |
NO178906B (no) | Fremgangsmåte og anordning for optimering av overföring av fluider ved pumping | |
MX2021011517A (es) | Sistema y metodo para determinar la presion de entrada de la bomba o la presion del yacimiento en un pozo de petroleo y gas. | |
RU2652220C1 (ru) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками | |
GB2591638A (en) | Managing gas bubble migration in a downhole liquid | |
US10865635B2 (en) | Method of controlling a gas vent system for horizontal wells | |
RU2571787C2 (ru) | Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла | |
CN108071392A (zh) | 一种海上异常高压气藏动态储量计算方法 | |
US10907450B2 (en) | Surface pressure controlled gas vent system for horizontal wells | |
WO2015000655A1 (en) | Method of operating a pipeline-riser system | |
WO2021034877A1 (en) | Multiphase flow metering system for horizontal well compartments | |
RU2289021C2 (ru) | Способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих скважин | |
Fattah et al. | New inflow performance relationship for solution-gas drive oil reservoirs | |
JP2018066117A (ja) | 天然ガス採取方法 | |
RU2566419C1 (ru) | Способ определения расхода воды |