СИСТЕМА И СПОСОБЫ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ЗАКАЧКИ, ОГРАНИЧЕННЫХ ОБРАБАТЫВАЮЩИМ КОМПЛЕКСОМ, В ИНТЕГРИРОВАННОМ ПЛАСТЕ-КОЛЛЕКТОРЕ И СОБИРАЮЩЕЙ СЕТИ Российский патент 2016 года по МПК G05B13/04 G05D7/06 

Перекрестная ссылка на связанные заявки

Настоящее изобретение испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США №61/660660, озаглавленной "Способ для оптимизации добычи и закачивания с учетом ограничений обрабатывающего комплекса в интегрированном пласте-коллекторе и наземной системе потокопровода", размещенная 15 июля 2012 года, авторы Graham C. Fleming и Qin Lu, которая включена сюда по ссылке.

Уровень техники изобретения

Мониторинг пласта-коллектора, иногда называемый контролем параметров пласта-коллектора, включает в себя регулярный сбор и мониторинг измерительных данных добычи внутри и вокруг скважин пласта-коллектора. Такие данные могут включать в себя, но не ограничиваться ими, насыщенность воды, фракции воды и нефти, давление флюида и скорости потока флюида. После сбора данных они архивируются в исторической базе данных.

Собранные данные добычи, однако, отражают в основном условия в непосредственной близости к скважинам пласта-коллектора. Модели имитируют общее поведение всего резервуара на основании собранных данных, как текущих, так и исторических, для обеспечения полной картины о состоянии пласта-коллектора. Это моделирование производит данные моделирования как вблизи, так и на расстоянии от скважин. Данные моделирования вблизи скважины сопоставляются с данными измерений вблизи скважины, и параметры моделирования при необходимости корректируются для уменьшения ошибки между данными моделирования и измеренными данными. Будучи скорректированными, внутрискважинные данные моделирования, как вблизи, так и на расстоянии от скважины, могут считаться надежными для оценки общего состояния пласта-коллектора. Такие данные могут также считаться надежными для предсказания будущего поведения пласта-коллектора на основании как актуальных или гипотетических условий, вводимых оператором модели.

Результаты такого предсказательного моделирования могут быть использованы для определения оптимальных параметров для работы скважин внутри пластов-коллекторов и, таким образом, максимизации добычи из пласта-коллектора. Однако такие параметры обычно оптимизируются для каждой скважины отдельно. Для пласта-коллектора с несколькими скважинами, питающими общую собирающую сеть, которая доставляет продукт к единственному обрабатывающему комплексу, оптимизированное для скважин решение может привести к нарушению условий работы. Например, для скважин с ограничением по скорости добычи нефти скорость поступления воды может увеличиться со временем так, что общая скорость поступления воды может превысить максимальное ограничение обрабатывающего комплекса по воде. Если такое нарушение превысит заранее установленный порог, то обычно выполняются дополнительные итерации моделирования для определения обновленных, оптимизированных для скважины параметров работы. Такое дополнительное моделирование может привести к значительным дополнительным операционным расходам с учетом того, что моделирование пласта-коллектора, особенно то, которое выполняет полное физическое численное моделирование 5 больших пластов-коллекторов, имеет высокую вычислительную интенсивность, и его проведение может занимать часы и даже дни.

Краткое описание чертежей

Лучшее понимание различных раскрытых вариантов осуществления можно получить при рассмотрении следующего подробного описания в соединении с приложенными чертежами, на которых:

фиг. 1A и фиг. 1B показывают иллюстративные завершенные скважины, подходящие для использования с раскрытыми методами и системой,

фиг. 2 показывает иллюстративную систему обработки, подходящую для осуществления раскрытых способов и системы,

фиг. 3 показывает иллюстративную блок-схему месторождения, собирающую сеть, и обрабатывающий комплекс, который может быть смоделирован так, как здесь раскрыто,

фиг. 4 показывает диаграмму потоков данных для иллюстративной модели пласта-коллектора,

фиг. 5 показывает блок-диаграмму компьютерной системы, подходящей для осуществления раскрытых способов и систем,

фиг. 6 показывает блок-схему, описывающую иллюстративный пример раскрытых способов.

Следует понимать, что чертежи и соответствующее подробное описание не ограничивает раскрытие, но наоборот, они обеспечивают основание для понимания всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, попадающих в объем прилагающейся формулы изобретения.

Подробное описание чертежей

Следующие параграфы описывают различные иллюстративные системы и способы для решения полносвязной системы уравнений, представляющих добывающую систему с множеством пластов-коллекторов с разнородными флюидами, соединенными в одну собирающую сеть. Сначала будут описаны иллюстративные добывающие скважины и связанный набор данных и система обработки, с последующим описанием месторождения с множеством скважин и связанной с ними собирающей сети и обрабатывающего комплекса. Моделирование пластов-коллекторов и собирающей сети описано как решение пласта-коллектора, скважины и системы собирающей сети как полносвязной системы уравнений. Решение включает в себя рабочие точки для различных устройств, которые контролируют добычу флюида и/или закачивание флюида в пласте-коллекторе, с одновременным соблюдением ограничений, разложенных в систему уравнений (например, пласт-коллектор, скважина, собирающая сеть и/или ограничения обрабатывающего комплекса). В заключение иллюстративный способ для встраивания ограничений обрабатывающего комплекса в модель добывающей системы, который определяет рабочие установки, описан в сочетании с системой приема и обработки данных, которая воплощает этот способ.

Описанные здесь системы и способы работают на данных измерений, собранных из скважин в пласте-коллекторе, таких, которые можно найти в пластах-коллекторах по добыче нефти и газа. Такие пласты-коллекторы обычно включают в себя добывающие и/или закачивающие скважины, которые работают для обеспечения доступа к флюидам пласта-коллектора под землей. Данные скважинных измерений регулярно собираются из каждой скважины для отслеживания изменяющихся условий в пласте-коллекторе. Фиг. 1A показывает пример добывающей скважины со скважиной 102, которая была пробурена в земной поверхности. Такие скважины обычно бурятся на глубину десяти тысяч футов или более и могут быть направлены горизонтально на в два раза большее расстояние. Добывающая скважина также включает в себя устье 104 и обсадную колонну 106, оба закрепленные на месте с помощью цемента 103. Противовыбросовое устройство (ПВУ) 108 соединяет обсадную колонну 106 и устье 110 добывающей скважины, которые совместно герметизируют устье скважины и обеспечивают возможность добычи флюидов безопасным способом. Скважины закачивания могут включать в себя подобные структуры и устройства.

Данные скважинных измерений периодически считываются и собираются из добывающей скважины и совмещаются с измерениями из других скважин в пределах пласта-коллектора, позволяя операторам осуществлять мониторинг и оценку общего состояния пласта-коллектора. Эти измерения могут быть сделаны с использованием множества различных забойных и наземных инструментов, включающих в себя, но не ограничиваясь ими, датчик 118 температуры и давления, расходомер 120. Дополнительные устройства, также подсоединенные в линию к добывающей насосно-компрессорной трубе 112, включают в себя дроссель 116 (используемый для изменения ограничения потока флюида), электрический погружаемый насос 122 (который всасывает флюид, вытекающий из перфораций 125 снаружи электрического погружаемого насоса 122 и добывающей насосно-компрессорной трубы), мотор 124 электрического погружаемого насоса (приводящий в движение электрический погружаемый насос 122) и пэкер 114 (изолирующий зону добычи в части скважины ниже пэкера). Дополнительные наземные измерительные устройства могут измерять, например, давление в устье 30 скважины и потребление электроэнергии мотором 124 электрического погружаемого насоса. В другом иллюстративном варианте осуществления добывающей скважины, показанном на фиг. 1B, мандрель 126 газлифтного инжектора подсоединена в линию с добывающей насосно-компрессорной трубой 112, которая контролирует течение газа, введенного с поверхности в добывающую насосно-компрессорную трубу. Несмотря на то, что это не показано, газлифтная добывающая скважина на фиг. 1B может также включать в себя тот же тип забойных и наземных инструментов для обеспечения описанных выше измерений.

Каждое из устройств вдоль насосно-компрессорной трубы 112 подсоединено к кабелю 128, который прикрепляется с внешней стороны насосно-компрессорной трубы 112, и выходит на поверхность через противовыбросовое устройство 108, где оно подсоединяется к панели 132 управления. Кабель 128 обеспечивает электроэнергию для устройств, которые к нему подсоединены, и дополнительно обеспечивает каналы передачи сигналов (электрические, оптические и так далее), что позволяет передавать управляющие сигналы с поверхности к забойным устройствам и получать на поверхности телеметрические сигналы от забойных устройств. Персонал на месторождении может управлять и осуществлять мониторинг устройств локально, используя пользовательский интерфейс, встроенный в панель 132 управления. В качестве альтернативы удаленная система обработки, такая как система 45 обработки, показанная на фиг. 2 и описанная ниже, выполняет такой мониторинг и управление. Взаимодействие между панелью 132 управления и удаленной системой обработки может осуществляться посредством беспроводной сети (например, сотовой сети), через кабельную сеть (например, кабельное соединение с Интернетом) или при помощи сочетания беспроводных и кабельных сетей.

Для обоих вариантов осуществления добывающей скважины на фиг. 1A и фиг. 1B панель 132 управления включает в себя удаленное терминальное устройство (УТУ), которое собирает данные со скважинных измерительных устройств, и передает их, например, системе управления и сбора данных (СУСД). В показанном иллюстративном варианте осуществления система 45 обработки включает в себя систему 54 на основе компактных серверов, которая включает в себя несколько процессорных узлов, по меньшей мере, некоторые из которых могут обеспечивать описанную выше функциональность СУСД. Другие процессорные узлы могут быть использованы для осуществления раскрытых систем и способов моделирования. Система 45 обработки может также включать в себя пользовательскую рабочую станцию 51, которая включает в себя процессор 46 общего назначения. И процессорные узлы сервера 54, и процессор 46 общего назначения предпочтительно оснащены программным обеспечением, показанным на фиг. 2 в виде сменного постоянного (т. е. энергонезависимого) средства 52 хранения данных, для обработки скважинных данных, собранных внутри пласта-коллектора, и данных из собирающей сети (описанной ниже), которая подсоединена к каждой скважине, и передает продукт, извлекаемый из пластов-коллекторов. Программное обеспечение может также включать в себя загружаемое программное обеспечение, доступное через сеть связи (например, через Интернет). Процессор 46 общего назначения подсоединен к устройству 48 отображения и к пользовательскому устройству 50 ввода для обеспечения взаимодействия оператора с системным программным обеспечением 52. В качестве альтернативы устройство 48 отображения и пользовательское устройство 50 ввода могут быть подсоединены к одному из процессорных узлов в составе сервера 54, который работает в качестве процессора 46 общего назначения в виде пользовательской рабочей станции 51. Как показано выше, скважины каждого пласта-коллектора соединены вместе с помощью собирающей сети. Фиг. 3 показывает иллюстративный пример группы из N пластов-коллекторов, от 302-1 до 302-N, соединенных вместе через собирающую сеть 320. Индивидуальные скважинные линии 304 (от 1 до N) от каждой скважины подсоединены к узлу 305 пласта-коллектора (от 1 до N), при этом каждый узел соединен через линию 305 пласта-коллектора (от 1 до N) к общему узлу 308. Общий узел 308 направляет смешанный продукт из всех пластов-коллекторов через подающую трубу 309 в обрабатывающий комплекс 300. В показанном примере обрабатывающий комплекс 300 включает в себя сепаратор 310, который принимает смешанный продукт из подающей трубы 309 комплекса, и разделяет продукт на воду, нефть и газ. Эти разделенные продукты хранятся отдельно в водохранилище 312, нефтехранилище 316 и газохранилище 314 для последующего использования и/или доставки дальше по цепочке (например, на нефтеперерабатывающий завод). В качестве альтернативы некоторая часть отделенного продукта может быть использована для облегчения извлечения продукта из пласта-коллектора. Например, некоторая часть отделенного газа и/или воды может быть повторно введена в один или более пластов-коллекторов в качестве части операции по улучшенному извлечению нефти (УИН), как это показано пунктирными стрелками на фиг. 3.

Максимизация добычи углеводородов из одного или более пластов-коллекторов, питающих общую собирающую сеть, включает в себя управление добычей из каждой отдельной скважины таким образом, что объединенная добыча скважин, или выбранной группы скважин, обеспечивает наиболее возможное количество нефти и/или газа без превышения каких-либо лимитов или ограничений обрабатывающего комплекса. Такие ограничения комплекса могут включать в себя, но не ограничены ими, ограничение по скорости потока добычи воды, ограничение по скорости потока добычи нефти, ограничение по скорости потока добычи газа, ограничение на давление флюида, ограничение по скорости потока закачивания жидкости и ограничение по скорости потока закачивания газа. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления рабочие настройки скважины/пласта-коллектора определяются с использованием сочетания измерений добывающей скважины, характеристик пласта-коллектора и ограничений скважины, пласта-коллектора и комплекса, которые подаются в виде входных данных в модель. Модель использует эти данные для определения оптимальных рабочих настроек, выраженных в виде решения связанной системы уравнений. В большинстве случаев это решение не будет точным решением, но наоборот решением, которое обеспечивает наилучшую добычу нефти и/или газа при наиболее близком достижении ограничений комплекса, но без нарушения этих ограничений.

Фиг. 4 показывает поток данных для иллюстративного моделирования 400, которое объединяет доступные данные скважины, пласта-коллектора, собирающей сети и обрабатывающего комплекса и ограничений (то есть данные добывающей системы и ограничения) для получения желаемых точек работы добывающей системы для заданного временного шага модели. Модель 406 флюида для каждого резервуара принимает в качестве входных данных измерения 402 добывающей системы (и наземные и забойные скважинные измерения), смоделированные измерения 404 пласта-коллектора из предыдущего временного шага и данные 408 характеристик флюида. Измерения 402 добывающей системы могут включать в себя, но не ограничиваются ими, давление, температуру и измерения потока флюида, взятые в забое возле скважинных перфораций, вдоль добывающей колонны, в устье скважины и внутри собирающей сети. Данные 404 предыдущего временного шага точно также могут представлять, без ограничения, обновленную температуру, давление и данные потока или другие оценочные выходные данные из полносвязной системы уравнений 414. Данные 408 характеристик флюида могут включать в себя компоненты пласта-коллекторного флюида (например, тяжелую нефть, легкую нефть, метан и так далее) и их пропорцию, плотность флюида и вязкость для различных составов, давлений и температур или другие данные.

На основании описанных выше входных данных для модели 406 флюида определяются переменные для каждого компонента флюида или группы компонентов пласта-коллектора. Результирующая модель для каждого компонента/группы затем применяется к известным переменным состояния для расчета неизвестных переменных состояния для каждой точки модели или ячейки модели внутри пласта-коллектора, у скважинных перфораций или месте контакта с пластом и внутри добывающей сети. Эти неизвестные переменные могут включать в себя, для примера, долю объема жидкости, коэффициент растворимости газа в нефти и объемный коэффициент нефти в пласте-коллекторе для ячейки модели. Результирующие переменные 410 состояния компонента флюида, как измеренные, так и рассчитанные, поступают в виде входных данных в полносвязную систему 414 уравнений. Как показано, полносвязная система 414 уравнений также получает плавающие параметры 412, фиксированные параметры 418 и данные 416 характеристик пласта-коллектора в качестве входных данных. Примеры плавающих параметров 412 включают в себя параметры УИН, такие как скорости закачивания в газлифте, скорости закачивания газа в пласте-коллекторе и скорости закачивания жидкости в пласте-коллекторе. Примеры фиксированных параметров 418 включают в себя ограничения комплекса (например, ограничение по объему добычи) и скорости добычи по умолчанию для отдельных скважин. Данные 416 характеристик пласта-коллектора могут включать в себя геологические данные, описывающие формации пласта-коллектора (например, данные каротажа, собранные предварительно во время бурения и/или во время предыдущего каротажа скважины) и характеристики формации (например, пористость).

Полностью связанная система 414 уравнений представляет всю добывающую систему с использованием одной системы уравнений, которая обеспечивает решение оптимизационной задачи по максимизации добычи из пласта-коллектора во времени без превышения любых ограничений, включающих в себя ограничения комплекса. Уравнения отличаются полной связанностью, потому что все уравнения для пласта-коллектора, перфораций и сети/комплекса решаются одновременно по сравнению со слабосвязанными или итеративно связанными уравнениями, где уравнения пласта-коллектора и сети/комплекса решаются отдельно, с решением уравнений сети/комплекса, обеспечивающих приблизительные граничные условия для пласта-коллектора во время следующего временного шага или итерации, и решением уравнений пласта-коллектора, обеспечивающих приблизительные граничные условия для уравнений сети/комплекса. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления полносвязная система 414 уравнений решается методом Ньютона для определения решения для системы уравнений баланса масс и/или объема. Уравнения описывают поток флюида через систему добычи и обеспечивают решение, которое включает в себя рабочие параметры, которые удовлетворяют различные ограничения (блок 420) добывающей системы. Уравнения также обеспечивают обновленные данные флюида в конце всего временного шага модели (например, обновленные значения масс и объема компонентов флюида для каждой ячейки модели). По меньшей мере, некоторые из обновленных параметров могут быть обеспечены в виде данных 404 предыдущего временного шага, как показано на фиг. 4. Процесс 400 моделирования может повторяться для каждого множества различных временных шагов, при этом значения параметров, определенных для заданного временного шага, используются для обновления модели для следующего временного шага.

Поток флюида может быть смоделирован с использованием уравнений баланса масс/объема, характерных для пласта-коллектора, перфораций в скважине и собирающей сети. Собирающая сеть может включать в себя узлы и соединения между узлами, которые присоединены к ячейкам пласта-коллектора с помощью уравнений перфораций. Узлы могут представлять физические местоположения внутри собирающей сети, другие используемые собирающие компоненты (например, сепаратор 310 на фиг. 3) и физические местоположения внутри скважин. Соединения могут представлять, для примера, трубы или устройства, такие как насосы, компрессоры или клапаны. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления уравнения комплекса, представляющие собирающую сеть, включают в себя уравнения баланса молярных масс в узлах, гидравлические уравнения, уравнения ограничений и уравнения состава. Независимые переменные для уравнений комплекса включают в себя давление и состав для узлов и молярные скорости потока для соединений. Полная система уравнений может быть представлена в виде

где R обозначает погрешности, и A является якобианом для итерации метода Ньютона для модели добывающей системы. A содержит производные погрешностей по переменным x, где x_r включает в себя молярные массы и давления, x_p включает в себя скорости потока в перфорациях и x_f включает в себя составы и давления в комплексе и скважинном узле и полную молярную скорость потока в комплексе и скважинных соединениях. Первая строка уравнений представляет уравнения пласта-коллектора (моделирующие поток флюида через пласт-коллектор), вторая строка представляет перфорационные уравнения (моделирующие поток флюида через перфорации в скважины), и третья строка представляет уравнения комплекса (моделирующие поток флюида через собирающую сеть и скважины).

С полной полносвязной системой уравнений любое число техник (например, метод Ньютона-Рафсона) может быть применено для определения множества решений, удовлетворяющих ограничениям, налагаемым упомянутыми уравнениями с одновременным соответствием приемлемому диапазону погрешностей. Такие ограничения включают в себя, но не ограничиваются ими, ограничения комплекса (например, максимально приемлемая водная фракция в смешанном флюиде), ограничения собирающей сети (например, максимальное давление) и ограничения скважины и пласта-коллектора (например, максимальные скорости потока). Множество решений описывает обновленные значения для пласта-коллектора, перфораций и собирающей сети (например, обновленные значения массы и объема компонентов флюида для каждой ячейки пласта-коллектора), а также рабочие настройки, которые удовлетворяют ограничениям, включенным в систему уравнений. Такие рабочие настройки включают в себя, но не ограничиваются ими, настройки скважинного дросселя, скорости потоков закачивания в газлифте, скорости закачивания и/или скорости добычи газа в пласте-коллекторе и скорости закачивания и/или скорости добычи жидкости в пласте-коллекторе. Многие другие рабочие настройки, которые могут быть включены во множество решений, станут понятными для специалистов в данной области техники, и все такие настройки находятся в объеме настоящего изобретения.

По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления уравнения комплекса включают в себя уравнения, которые описывают одно или более отношений между целевыми параметрами и ограничениями обрабатывающего комплекса. Целевые параметры могут включать в себя, но не ограничиваться ими, скорости потока добычи воды, скорости потока добычи нефти, скорости потока добычи газа, скорости потока закачивания жидкости и скорости потока закачивания газа. Сочетания целевых параметров для скважин, питающих общую собирающую сеть, определены так, чтобы максимизировать общую добычу, направляемую через собирающую сеть в обрабатывающий комплекс, но без превышения пределов или ограничений обрабатывающего комплекса. Следует отметить, что, несмотря на то, что обсуждение и примеры описываются в контексте добычи флюидов из скважин, это также может быть применено к закачиванию жидкостей или газов в скважины и/или к сочетанию добычи и закачивания в отношении разных скважин.

По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления сочетания целевых параметров определены по первым скважинам в одном или более пластах-коллекторах на основании общего параметра (например, отношение нефти/воды). Объединенная добыча (например, добыча нефти) из всех скважин вычисляется на основе каждой скважины, моделируемой при ее максимальной скорости потока, и при этих уровнях добычи обычно одно или более ограничений комплекса будут превышены. Скважины с наименее благоприятными значениями параметров (например, скважины с низким соотношением нефть/вода) последовательно удаляются из расчета объединенной добычи (например, смоделированные как закрытые), от наименее благоприятных к наиболее благоприятным, до тех пор, пока, по меньшей мере, одно, ранее нарушенное ограничение комплекса не перестанет быть нарушенным. Скважины, которые остаются в расчете объединенной добычи, помечаются как нерешающие скважины для ограничения, которое перестало нарушаться.

По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления последняя, удаленная из расчета скважина помечается как решающая, в то время как в других вариантах осуществления более чем одна из последних скважин (например, последние три) помечается как решающая скважина. Каждая решающая скважина моделируется как работающая при меньшем уровне добычи, чем ее максимальный/оптимальный уровень добычи, так что ограничение комплекса удовлетворяется настолько, насколько это возможно или практично без его нарушения. Уровень добычи, определенный для решающей скважины, является целевым параметром. Этот процесс повторяется для каждого нарушенного ограничения комплекса до тех пор, пока все ограничения не перестанут нарушаться. По мере обработки каждого ограничения комплекса скважины, отмеченные как решающие и как не решающие при обработке предыдущих ограничений, могут потребовать корректировки для поддержания добычи на пределе или близко к нему для этих ограничений комплекса. Результатом является система уравнений для каждого ограничения, где скважина может быть решающей скважиной по отношению к одному ограничению, но нерешающей или закрытой скважиной для других ограничений.

Отношение между целевыми параметрами, нерешающими скважинами и ограничениями комплекса может быть описано уравнением:

где Q_wtk является k-м целевым параметром, Q_fk является ограничением комплекса, соответствующим k-му целевому параметру, и Q_wki является максимальным/оптимальным уровнем добычи для скважины i из N нерешающих скважин, соответствующих k-му целевому параметру. Например, если использовать скорость воды, то целевая скорость воды является разностью между ограничением комплекса по воде и суммой скоростей воды нерешающих скважин при максимальных/оптимальных скоростях добычи. Следует отметить, что в то время, как, по меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления заданный целевой параметр применяется к одной решающей скважине, в других вариантах осуществления целевой параметр распределяется между двумя или более решающими скважинами. Это разделение может быть выражено как

где f_kj является частью k-го целевого параметра для решающей скважины j и,

для M решающих скважин.

Следует также отметить, что ограничение комплекса Q_fk может быть функцией от добычи или закачивания в другие скважины. Например, скорость закачивания газа для комплекса может быть определена по количеству добываемого из пласта-коллектора газа. Далее, по меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления f_kj факторы определяются пользователем. Используя пример со скоростью воды, пользователь может закрыть скважины с высокой долей воды при одновременном сокращении (но не закрытии) одной или более решающих скважин для удовлетворения ограничения комплекса по скорости воды. В других иллюстративных вариантах осуществления, каждая решающая скважина определяется путем ограниченной оптимизации benefit function, при этом решающие скважины назначаются эвристически для каждого ограничения комплекса. Например, скважины с высоким отношением газ/нефть могут быть назначены как решающие скважины для ограничений комплекса при скорости добычи газа.

Описанные выше уравнения могут быть использованы как часть полносвязной системы уравнений (1). Включение уравнений решающих/нерешающих скважин позволяет множеству решений полносвязной системы уравнений обеспечивать настройки для работы скважин и собирающей сети таким образом, что удовлетворяются все различные ограничения комплекса. Далее использование решающих скважин позволяет оператору делать корректировки в рабочих настройках, что гарантирует продолжение соблюдения ограничений комплекса, без необходимости выполнять дополнительные дорогостоящие итерации моделирования.

По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления описанное выше моделирование добывающей системы реализуется в программном обеспечении, которое выполняется в вычислительной системе, такой как вычислительная система 500 на фиг. 5. На фиг. 5 показаны компоненты оборудования и программного обеспечения вычислительной системы 500, которые, по меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления реализуют, по меньшей мере, часть моделирования добывающей системы, показанного в виде способа 600 на фиг. 6 (описанного более подробно ниже). Пользователь может взаимодействовать с системой 500 через клавиатуру 534, указательное устройство 535 (например, мышь) и дисплей 536 для конфигурирования, управления и мониторинга выполнения моделирования добывающей системы.

В обрабатывающей подсистеме 530 вычислительной системы 500 расположены интерфейс отображения 552, телеметрический приемопередатчик 554, процессор 556, интерфейс 558 периферийного оборудования, устройство 560 хранения информации, сетевой интерфейс 562 и память 570. Шина 564 соединяет каждый из этих элементов друг с другом и передает их взаимодействие. Телеметрический приемопередатчик 554 позволяет обрабатывающей подсистеме 530 взаимодействовать с собирающей сетью и устройствами скважины и пласта-коллектора (например, по проводам и/или по беспроводным линиям связи), и сетевой интерфейс 562 позволяет взаимодействовать с другими системами (например, через Интернет с сервером центральной базы данных, хранящим исторические данные). В соответствии с пользовательским вводом, полученным через интерфейс 558 периферийных устройств и программные инструкции из памяти 570 и/или устройства 560 хранения информации, процессор 556 обрабатывает информацию, полученную через телеметрический приемопередатчик 554 для направления измерений скважины и собирающей сети в модель добывающей системы в соответствии с раскрытыми способами, и дальше работает для выполнения моделирования и предоставляет результаты моделирования пользователю.

Фиг. 6 показывает иллюстративный способ 600, по меньшей мере, часть которого может быть реализована с помощью программного обеспечения, выполняющегося в вычислительной системе 500. Следует отметить, что, несмотря на то, что вариант осуществления, показанный на фиг. 5, показывает различные модули программного обеспечения, выполняющегося на компьютерной системе 500, в других иллюстративных вариантах осуществления некоторые или все модули могут выполняться на двух или более компьютерах внутри сетевой или распределенной системы. На фиг. 5 и фиг. 6 решающие и нерешающие скважины определены как это было описано ранее (блок 602; модуль 572 определения «решающая/нерешающая»). Одно или более уравнений целевого параметра определено так, что каждое соответствует ограничению комплекса и каждое является функцией упомянутого ограничения комплекса и одного или нескольких параметров нерешающей скважины (блок 604; целевой модуль 574). Уравнения целевого параметра встроены в полносвязную систему уравнений (блок 606; модуль 576 моделирования), которые представляют всю систему добычи. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления уравнение(я) целевого параметра необязательно включает(ют) в себя распределение целевого параметра между двумя или более скважинами (блок 608; целевой модуль 574).

Система уравнений используется для моделирования добывающей системы, получая множество решений, которые включают в себя рабочие настройки для различных элементов добывающей системы, которые удовлетворяют ограничениям обрабатывающего комплекса (блок 610; модуль 576 моделирования). Рабочие настройки включают в себя настройки полевых управляющих устройств, которые определяют добычу и/или закачивание флюидов из/в скважины и пласты-коллекторы. Рабочие настройки представляются пользователю (блок 612; модуль 578 представления), и, по меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления могут быть использованы для ручного изменения настроек скважины, пласта-коллектора, собирающей сети и/или комплекса (блок 614), завершая способ (блок 616). В других иллюстративных вариантах осуществления, по меньшей мере, некоторые рабочие установки передаются полевому оборудованию вычислительной системой 500 посредством телеметрического приемопередатчика 554 для автоматической подстройки устройств скважины, пласта-коллектора, собирающей сети и/или комплекса (блок 614; модуль 580 управления).

Множество других модификаций, эквивалентов и альтернатив станут понятны специалистам в данной области техники после полного ознакомления с приведенным выше раскрытием. Предполагается, что следующая формула изобретения будет интерпретирована как включающая все такие модификации, эквиваленты и альтернативы, где это применимо.

Изобретение относится к системе и способу для оптимизации извлечения и закачки, ограниченных обрабатывающим комплексом, в интегрированном пласте-коллекторе и собирающей сети. Техническим результатом является обеспечение возможности корректировки в рабочих настройках, с соблюдением ограничений комплекса, а также возможность определения характеристик для пласта-коллектора, перфораций и сети/комплекса одновременно. Способ содержит множество скважин и обрабатывающий комплекс, содержащий этапы, на которых идентифицируют, по меньшей мере, одну решающую скважину и одну или более нерешающих скважин из множества скважин, определяют, по меньшей мере, одно уравнение целевого параметра, которое является функцией, по меньшей мере, одного ограничения обрабатывающего комплекса и одного или более параметров нерешающей скважины; включают, по меньшей мере, одно уравнение целевого параметра в полносвязную систему уравнений, представляющую добывающую систему, моделируют добывающую систему с использованием полносвязной системы уравнений для получения одной или более рабочих настроек, которые удовлетворяют, по меньшей мере, одному ограничению обрабатывающего комплекса; и представляют пользователю одну или более рабочих настроек. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ определения рабочих настроек для добывающей флюид системы, содержащей множество скважин и обрабатывающий комплекс, содержащий этапы, на которых:
идентифицируют, по меньшей мере, одну решающую скважину и одну или более нерешающих скважин из множества скважин;
определяют, по меньшей мере, одно уравнение целевого параметра, которое является функцией, по меньшей мере, одного ограничения обрабатывающего комплекса и одного или более параметров нерешающей скважины; включают, по меньшей мере, одно уравнение целевого параметра в полносвязную систему уравнений, представляющую добывающую систему; моделируют добывающую систему с использованием полносвязной системы уравнений для получения одной или более рабочих настроек, которые удовлетворяют, по меньшей мере, одному ограничению обрабатывающего комплекса; и представляют пользователю одну или более рабочих настроек.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых управляют одной или более нерешающими скважинами при их максимальных или оптимальных скоростях добычи или закачивания и управляют, по меньшей мере, одной решающей скважиной при настройках, отличных от ее максимальной или оптимальной скорости добычи или закачки.

3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых обновляют одну или более рабочих настроек, по меньшей мере, одной решающей скважины в ответ на изменения в скоростях добычи или закачивания в одной или нескольких нерешающих скважинах, при этом обновление рабочих настроек препятствует нарушению, по меньшей мере, одного или более ограничений комплекса.

4. Способ по п. 3, дополнительно содержащий этапы, на которых повторяют этапы идентификации, определения, включения, моделирования и представления, если этап обновления не смог предотвратить нарушение, по меньшей мере, одного ограничения обрабатывающего комплекса.

5. Способ по п. 1, в котором одна или более рабочих настроек содержит настройку скважинного дросселя, скорость потока закачивания в газлифте, скорость закачивания газа в пласте-коллекторе, скорость потока добычи газа в пласте-коллекторе, скорость потока закачивания жидкости в пласте-коллекторе или скорость потока добычи жидкости из пласта-коллектора.

6. Способ по п. 1, в котором полносвязная система уравнений включает в себя уравнение баланса объема или уравнение баланса массы.

7. Способ по п. 1, в котором, по меньшей мере, один целевой параметр содержит скорость потока воды, скорость потока добычи нефти, скорость потока добычи газа, скорость потока закачивания жидкости или скорость потока закачивания газа.

8. Способ по п. 1, в котором, по меньшей мере, одно ограничение обрабатывающего комплекса содержит предел скорости потока добычи воды, предел скорости потока добычи нефти, предел скорости потока добычи газа, предел давления флюида, предел скорости потока закачивания жидкости или предел скорости потока закачивания газа.

9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых распределяют, по меньшей мере, один целевой параметр на, по меньшей мере, две решающие скважины, при этом этап включения, по меньшей мере, одного целевого параметра содержит этап, на котором включают распределенные целевые параметры.

10. Способ по п. 1, в котором, по меньшей мере, одна из множества скважин является закрытой.

11. Система для определения рабочих настроек добычи флюида, содержащая:
память, имеющую программное обеспечение для моделирования и симуляции; и
один или более процессоров, подсоединенных к памяти, при этом программное обеспечение заставляет один или более процессоров:
идентифицировать, по меньшей мере, одну решающую скважину и одну или более нерешающих скважин из множества скважин;
определять, по меньшей мере, одно уравнение целевого параметра, которое является функцией одного или более параметров нерешающей скважины и, по меньшей мере, одного ограничения обрабатывающего комплекса, подсоединенного к множеству скважин; включать, по меньшей мере, одно уравнение целевого параметра в полносвязную систему уравнений, представляющую добывающую систему;
моделировать добывающую систему с использованием полносвязной системы уравнений для получения одной или более рабочих настроек, которые удовлетворяют, по меньшей мере, одному ограничению обрабатывающего комплекса; и
представляют пользователю одну или более рабочих настроек.

12. Система по п. 11, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров управлять одной или более нерешающими скважинами при их максимальных или оптимальных скоростях добычи или закачивания и управлять, по меньшей мере, одной решающей скважиной при настройках, отличных от ее максимальной или оптимальной скорости добычи или закачки.

13. Система по п. 11, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров обновлять одну или более рабочих настроек, по меньшей мере, одной решающей скважины в ответ на изменения в скоростях добычи или закачивания в одной или нескольких нерешающих скважинах, при этом обновление рабочих настроек препятствует нарушению, по меньшей мере, одного или более ограничений комплекса.

14. Система по п. 13, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров повторять идентификацию, определение, включение, моделирование и представление, если обновление не смогло предотвратить нарушение, по меньшей мере, одного ограничения обрабатывающего комплекса.

15. Система по п. 11, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров настраивать скважинный дроссель, скорость потока закачивания в газлифте, скорость закачивания газа в пласте-коллекторе, скорость потока добычи газа в пласте-коллекторе, скорость потока закачивания жидкости в пласте-коллекторе или скорость потока добычи жидкости из пласта-коллектора.

16. Система по п. 11, в которой полносвязная система уравнений включает в себя уравнение баланса объема или уравнение баланса массы.

17. Система по п. 11, в которой, по меньшей мере, один целевой параметр содержит скорость потока воды, скорость потока добычи нефти, скорость потока добычи газа, скорость потока закачивания жидкости или скорость потока закачивания газа.

18. Система по п. 11, в которой, по меньшей мере, одно ограничение обрабатывающего комплекса содержит предел скорости потока добычи воды, предел скорости потока добычи нефти, предел скорости потока добычи газа, предел давления флюида, предел скорости потока закачивания жидкости или предел скорости потока закачивания газа.

19. Система по п. 11, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров распределять, по меньшей мере, один целевой параметр на, по меньшей мере, две решающие скважины, при этом процессор включает, по меньшей мере, один целевой параметр путем включения распределенных целевых параметров.

20. Система по п. 11, в которой, по меньшей мере, одна из множества скважин является закрытой.