Способ (варианты), система (варианты) и машиночитаемый носитель (варианты) для осуществления операций распределения подъемного газа на нефтяном месторождении

Способ (варианты), система (варианты) и машиночитаемый носитель (варианты) для осуществления операций распределения подъемного газа на нефтяном месторождении

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Настоящее изобретение относится к способам осуществления операций на нефтяном месторождении, связанном с геологическими пластами, в которых имеются пласты-коллекторы. В частности, изобретение относится к способам осуществления операций на нефтяном месторождении, предусматривающим анализ условий эксплуатации нефтяного месторождения, например, газлифта, темпов добычи, оборудования и других вопросов, и их влияния на такие операции.

Уровень техники

Операции на нефтяном месторождении, например, разведка, бурение, кабельное исследование, заканчивание, эксплуатация, планирование и анализ нефтяного месторождения, обычно осуществляются для определения местоположения и отбора ценных скважинных флюидов. Различные аспекты нефтяного месторождения и связанные с ними операции показаны на фиг.1A-1D. Согласно фиг.1A, разведка часто осуществляется с использованием методов сбора данных, например, сейсмического сканирования или изыскания для генерации карт геологических пластов. Эти пласты часто анализируют для определения наличия полезных ископаемых, например, ценных флюидов или минералов. Эта информация используется для оценивания геологических пластов и отыскания пластов, содержащих нужные полезные ископаемые. Эту информацию также можно использовать для определения, имеют ли пласты характеристики, пригодные для сохранения флюидов. Данные, собранные методами сбора данных, можно оценивать и анализировать для определения, присутствуют ли такие ценные элементы, и достаточно ли они доступны.

Согласно фиг.1B-ID, одно или несколько мест расположения скважины может располагаться вдоль геологических пластов для отбора ценных флюидов из пластов-коллекторов. Места расположения скважины снабжены инструментами, способными находить и извлекать углеводороды, например, нефть и газ, из пластов-коллекторов. Согласно фиг.1B, буровые инструменты обычно продвигаются от нефтяных или газовых буровых установок в толщу земли по некоторому пути для нахождения пластов-коллекторов, содержащих полезные ископаемые. Флюид, например, буровой раствор, нагнетается в ствол скважины через буровой инструмент и выходит из буровой коронки. Буровой раствор течет через кольцевое пространство между буровым инструментом и стволом скважины и выходит на поверхность, вынося обломки породы, образующиеся в ходе бурения. Буровой раствор возвращает породу на поверхность и герметизирует стенку ствола скважины, препятствуя проникновению флюида из окружающей породы в ствол скважины, вызывающему ′выброс′.

В ходе операции бурения, буровой инструмент может осуществлять измерения в скважине для исследования условий в скважине. Буровой инструмент можно использовать для отбора образцов керна в геологических пластах. В ряде случаев, как показано на фиг.1C, буровой инструмент удаляется, и кабельный прибор погружается в ствол скважины для осуществления дополнительного скважинного испытания, например, каротажа или отбора образцов. Стальную обсадную трубу можно опускать в скважину до нужной глубины и зацементировать на месте вдоль стенки ствола скважины. Бурение может продолжаться, пока не будет достигнута нужная полная глубина.

По завершении операции бурения, можно подготавливать скважину для эксплуатации. Согласно фиг.1D, оборудование заканчивания ствола скважины погружается в ствол скважины для заканчивания скважины при подготовке к добыче флюида. После этого флюид может течь из скважинного пласта-коллектора в ствол скважины и на поверхность. Технологическое оборудование располагается на поверхности для отбора углеводородов из мест(а) расположения скважин(ы). Флюид, извлеченный из пласта(ов)-пласта-коллектора(ов), поступает на технологическое оборудование через транспортные механизмы, например, НКТ. Различные приспособления могут располагаться вокруг нефтяного месторождения для отслеживания параметров нефтяного месторождения для манипулирования операциями на нефтяном месторождении и/или для разделения и направления флюидов из скважин. Наземное оборудование и оборудование заканчивания также можно использовать для нагнетания флюидов в пласт-коллектор, либо для хранения, либо в стратегических точках для повышения отдачи пласта-коллектора.

В ходе операций на нефтяном месторождении, данные обычно собирают для анализа и/или мониторинга операций на нефтяном месторождении. Такие данные могут включать в себя, например, геологический пласт, оборудование, исторические и/или другие данные. Данные, касающиеся геологического пласта, собираются с использованием различных источников. Такие данные пласта могут быть статическими или динамическими. Статические данные относятся, например, к структуре пласта и геологической стратиграфии, которые определяют геологические структуры геологического пласта. Динамические данные относятся, например, к флюидам, текущим через геологические структуры геологического пласта, в течение времени. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для того, чтобы больше узнавать о пластах и содержащихся в них полезных ископаемых.

Источники, используемые для сбора статических данных, могут представлять собой сейсмические инструменты, например, самоходную сейсмическую станцию, которая посылает волны сжатия в землю, как показано на фиг.1A. Сигналы из этих волн обрабатываются и интерпретируются для описания изменений в анизотропных и/или упругих свойствах, например, скорости и плотности, геологического пласта на разных глубинах. Эту информацию можно использовать для генерации базовых структурных карт геологического пласта. Другие статические измерения можно собирать с использованием измерений в скважине, например, методов взятия кернов и каротажа скважины. Образцы керна можно использовать для отбора физических образцов пласта на разных глубинах, как показано на фиг.1B. Каротаж скважины предусматривает погружение скважинного инструмента в ствол скважины для проведения различных измерений в скважине, например, плотности, удельного сопротивления и т.д. на разных глубинах. Такой каротаж скважины можно осуществлять с использованием, например, бурового инструмента, показанного на фиг.1B и/или кабельного прибора, показанного на фиг.1C. После того, как скважина сформирована и закончена, флюид течет на поверхность через эксплуатационную НКТ и другое оборудование заканчивания, как показано на фиг.1D. Когда флюид проходит к поверхности, различные динамические измерения, можно отслеживать например, расход, давление и состав флюида. Эти параметры можно использовать для определения различных характеристик геологического пласта.

Датчики могут располагаться вокруг нефтяного месторождения для сбора данных, относящихся к различным операциям на нефтяном месторождении. Например, датчики в бурильном оборудовании могут отслеживать условия бурения, датчики в стволе скважины могут отслеживать состав флюида, датчики, расположенные вдоль пути потока, могут отслеживать расходы, и датчики на устройстве обработки могут отслеживать добытые флюиды. Можно обеспечить другие датчики для отслеживания условий в скважине, на поверхности, на оборудовании или другие условия. Такие условия могут относиться к типу оборудования в месте расположения скважины, к рабочим настройкам, параметрам пласта или другим переменным нефтяного месторождения. Отслеживаемые данные часто используются для принятия решения в различных местах нефтяного месторождения в различные моменты времени. Данные, собранные этими датчиками, можно дополнительно анализировать и обрабатывать. Данные можно собирать и использовать для текущих или будущих операций. При использовании для будущих операций в тех же или других местах, такие данные иногда можно называть историческими данными.

Данные можно использовать для прогнозирования условий в скважине и принятия решений относительно операций на нефтяных месторождениях. Такие решения могут предусматривать планирование скважин, нацеливание скважин, заканчивание скважин, уровни эксплуатации, темпы добычи и другие операции и/или рабочие параметры. Эта информация часто используется для определения, когда бурить новые скважины, перезаканчивать существующие скважины или изменять выход ствола скважины. Условия нефтяного месторождения, например, геологические, геофизические характеристики и характеристики разработки пласта-коллектора, могут оказывать влияние на операции на нефтяном месторождении, например, анализ рисков, экономическую ценность и механические соображения относительно производительности пластов-коллекторов.

Данные из одного или нескольких стволов скважины можно анализировать для планирования или прогнозирования различных исходов на данном стволе скважины. В ряде случаев, данные из соседних стволов скважины, или стволов скважины со сходными условиями или оборудованием можно использовать для прогнозирования поведения скважины. Обычно приходится учитывать большое количество переменных и большие объемы данных при анализе операций на нефтяном месторождении. Поэтому часто бывает полезно моделировать поведение операции на нефтяном месторождении для определения нужного образа действия. В ходе текущих операций, может потребоваться регулировка рабочих параметров при изменении условий нефтяного месторождения и поступления новой информации.

Были разработаны методы моделирования поведения геологических пластов, скважинных пластов-коллекторов, стволов скважины, наземного оборудования, а также других частей операции на нефтяном месторождении. Примеры этих методов моделирования описаны в опубликованных патентных заявках №№ US 5992519, WO 2004/049216, WO 1999/064896, US6313837, US2003/0216897, US 7248259, US 2005/0149307 и US 2006/0197759. Обычно существующие методы моделирования используются для анализа лишь отдельных частей операций на нефтяном месторождении. В последнее время были предприняты попытки использовать более чем одну модель при анализе определенных операций на нефтяном месторождении. См., например, опубликованные патентные заявки №№ US 6980940, WO 2004/049216, US 2004/0220846 и US 10/586283. Дополнительно, были разработаны методы моделирования некоторых аспектов нефтяного месторождения, например, OPENWORKS™ с, например, SEISWORKS, STRATWORKS™, GEOPROBE™ или ARIES™ от LANDMARK™ (см. www.lgc.com); VOXELGEO, GEOLOG и STRATIMAGIC от PARADIGM (см. www.paradigmgeo. com); JEWELSUITE от JOA (см. www.jewelsuite.com); продукты RMS от ROXAR (см. www.roxar.com), и PETREL от SCHLUMBERGER (см. www.sib.com/content/services/software/index.asp?).

Также были разработаны методы повышения отдачи нефтяного месторождения из геологических пластов. Один такой метод предусматривает использование газлифтных скважин. Газлифт это метод добычи, в котором газ нагнетается в эксплуатационную НКТ для снижения гидростатического давления столба флюида. Полученное снижение давления на забое позволяет коллекторным жидкостям поступать в ствол скважины с более высоким расходом. Нагнетаемый газ обычно распространяется по межтрубному пространству и поступает в эксплуатационную сборку через ряд газлифтных клапанов. Различные параметры для осуществления газлифтной эксплуатации, например, положение газлифтного клапана, рабочие давления и темп нагнетания газа, могут определяться конкретными условиями скважины. Нагнетаемый газ (или подъемный газ) обеспечивается для снижения давления на забое и для того, чтобы больше нефти втекало в ствол скважины. Хотя нижеприведенное описание относится к подъемному газу, специалисту в данной области техники очевидно, что для обеспечения газлифтной добычи можно использовать любой ресурс (например, газлифтная скважина с помощью газа, энергии для погружного электрического насоса (ESP), агенты интенсификации, например, метанол, размер отверстия штуцера и т.д.).

При проектировании газлифтной эксплуатации приходится учитывать множество факторов. Оптимальные условия для осуществления газлифтной эксплуатации могут зависеть от различных факторов, например, количества нагнетаемого подъемного газа, производительности нагнетания, оборудования (например, НКТ), наземного гидравлического оборудования, эксплуатационных ограничений, стоимости, возможности обработки, требований к сжатию и доступности подъемного газа. Кроме того, сеть газлифтных скважин может ограничиваться количеством газа, доступного для нагнетания или, в другие моменты времени, полным количеством добытого газа, которое можно добыть, вследствие ограничений, налагаемых сепаратором. Согласно любому из этих ограничений, инженер может распределять подъемный газ между скважинами для максимизации темпа добычи нефти. Это пример сценария в реальных условиях, который можно моделировать в сетевых симуляторах.

Также были разработаны методы прогнозирования и/или планирования эксплуатационных операций, например, газлифтной эксплуатации. Например, модель сети сбора можно использовать для расчета оптимального количества подъемного газа, нагнетаемого в каждую скважину, на основании статических граничных условий на пласте-коллекторе и устройстве обработки. Другие методы повышения добычи на нефтяных месторождениях могут включать в себя газлифтные скважины добычи с помощью погружного электрического насоса (ESP), интенсификацию путем нагнетания химикатов, и т.д. Примеры некоторых методов газлифта представлены в опубликованных патентных заявках №№ US 2006/0076140 и US 2007/0246222. Дополнительно, были разработаны методы моделирования некоторых аспектов нефтяного месторождения, например, PIPESIM™ от SCHLUMBERGER™.

Несмотря на развитие и усовершенствование методов интенсификации пласта-коллектора при операциях на нефтяном месторождении, существует необходимость в обеспечении методов, позволяющих моделировать и реализовать газлифтные операции на основании комплексного анализа разнообразных параметров, влияющих на операции на нефтяном месторождении. Желательно, чтобы такие методы позволяли учитывать изменения в нефтяном месторождении с течением времени. Также желательно, чтобы эти методы позволяли учитывать разнообразные факторы, например, условия пласта-коллектора, требования к газлифту и эксплуатационные ограничения (например, требования к мощности для процессов сжатия и обработки). Такие методы, предпочтительно, предусматривают, в том числе, одно или несколько действий: использование данных, генерируемых на этапе предварительной обработки, для помощи на этапах моделирования, преобразование задачи моделирования к более простому виду для решения, сравнение результатов моделирования с фактическими параметрами, и осуществление автономных процедур оптимизации совместно с оперативными процедурами оптимизации.

Сущность изобретения

Один аспект настоящего изобретения предусматривает способ осуществления операций на нефтяном месторождении, имеющем, по меньшей мере, одно обрабатывающее устройство и, по меньшей мере, одно место расположения скважины, оперативно подключенное к нему, причем каждое из, по меньшей мере, одного места расположения скважины имеет ствол скважины, пронизывающий геологический пласт, для извлечения флюида из находящегося в нем пласта-коллектора, способ содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа, для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает способ осуществления операций на нефтяном месторождении, имеющем, по меньшей мере, одно обрабатывающее устройство и, по меньшей мере, одно место расположения скважины, оперативно подключенное к нему, причем каждое из, по меньшей мере, одного места расположения скважины имеет ствол скважины, пронизывающий геологический пласт, для извлечения флюида из находящегося в нем пласта-коллектора, способ содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа, для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем на этапе распределения дополнительно: используют данные кривой производительности подъема, сгенерированные на этапе предварительной обработки, для решения распределения подъемного ресурса; преобразуют систему N скважин с ограничением в виде линейного неравенства к одной переменной с ограничением в виде линейного равенства с использованием ньютонова разложения для генерации решения; и определяют, согласуется ли решение с фактической сетевой моделью для давления на устье скважины для множества газлифтных скважин, с использованием сетевого симулятора.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает способ осуществления операций на нефтяном месторождении, имеющем, по меньшей мере, одно обрабатывающее устройство и, по меньшей мере, одно место расположения скважины, оперативно подключенное к нему, причем каждое из, по меньшей мере, одного места расположения скважины имеет ствол скважины, пронизывающий геологический пласт, для извлечения флюида из находящегося в нем пласта-коллектора, способ содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем сетевая модель содержит множество газлифтных скважин, причем на этапе распределения дополнительно: (a) на этапе предварительной обработки, генерируют множество кривых производительности подъема для, по меньшей мере, одной скважины в сети, причем множество кривых производительности подъема предназначены для описания предполагаемого расхода жидкости для данного количества применяемого подъемного ресурса при данных давлениях на устье скважины; (b) получают первое давление на устье скважины для, по меньшей мере, одной скважины в сети, причем первое давление на устье скважины предназначено для задания рабочей кривой для, по меньшей мере, одной скважины; (c) реализуют процедуру распределения для генерации оптимальных значений подъемного ресурса в соответствии с первым давлением на устье скважины; (d) генерируют второе давление на устье скважины с использованием реальной сетевой модели при оптимальных значениях подъемного ресурса, присвоенных множеству газлифтных скважин сетевой модели; и (e) повторяют этапы (b)-(d), пока не произойдет сближение между первым давлением на устье скважины и вторым давлением на устье скважины.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает компьютерную программу, предназначенную для выполнения процессором, причем компьютерная программа, при выполнении процессором, осуществляет процесс оптимального распределения ресурса, процесс содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает компьютерную программу, предназначенную для выполнения процессором, причем компьютерная программа, при выполнении процессором, осуществляет процесс оптимального распределения ресурса, процесс содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем на этапе распределения дополнительно: используют данные кривой производительности подъема, сгенерированные на этапе предварительной обработки, для решения распределения подъемного ресурса; преобразуют систему N скважин с ограничением в виде линейного неравенства к одной переменной с ограничением в виде линейного равенства с использованием ньютонова разложения для генерации решения; и определяют, согласуется ли решение с фактической сетевой моделью для давления на устье скважины для множества газлифтных скважин, с использованием сетевого симулятора.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает компьютерную программу, предназначенную для выполнения процессором, причем компьютерная программа, при выполнении процессором, осуществляет процесс оптимального распределения ресурса, процесс содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем сетевая модель содержит множество газлифтных скважин, причем на этапе распределения дополнительно: (a) на этапе предварительной обработки, генерируют множество кривых производительности подъема для, по меньшей мере, одной скважины в сети, причем множество кривых производительности подъема предназначены для описания предполагаемого расхода жидкости для данного количества применяемого подъемного ресурса при данных давлениях на устье скважины; (b) получают первое давление на устье скважины для, по меньшей мере, одной скважины в сети, причем первое давление на устье скважины предназначено для задания рабочей кривой для, по меньшей мере, одной скважины; (c) реализуют процедуру распределения для генерации оптимальных значений подъемного ресурса в соответствии с первым давлением на устье скважины; (d) генерируют второе давление на устье скважины с использованием реальной сетевой модели при оптимальных значениях подъемного ресурса, присвоенных множеству газлифтных скважин сетевой модели; и (e) повторяют этапы (b)-(d), пока не произойдет сближение между первым давлением на устье скважины и вторым давлением на устье скважины.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает устройство хранения программ, считываемое машиной и вещественно воплощающее программу, состоящую из инструкций, выполняемых машиной для осуществления способа оптимального распределения ресурса, способ содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный ресурс согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа для генерации распределения подъемного ресурса, причем на этапе распределения распределяют подъемный ресурс среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает систему, предназначенная для оптимального распределения ресурса, содержащую: устройство, предназначенное для оптимального распределения подъемного ресурса, согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный ресурс и ограничения по полному количеству добытого газа, причем устройство содержит дополнительное устройство, предназначенное для распределения подъемного ресурса среди множества газлифтныз скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Некоторые варианты осуществления изобретения могут относиться к программной системе, предназначенной для хранения в компьютерной системе, предназначенной для осуществления способа оптимального распределения подъемного газа при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении по полному количеству добытого газа.

Один аспект настоящего изобретения предусматривает способ оптимального распределения подъемного газа, содержащий этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении по полному количеству добытого газа, причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает способ оптимального распределения подъемного газа, содержащий этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении по полному количеству добытого газа, причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем на этапе распределения: используют данные кривой газлифта, сгенерированные на этапе предварительной обработки, для решения распределение подъемного газа; используют ньютоново разложение для преобразования N скважин и линейного неравенства в одну из одной переменной с ограничением в виде линейного равенства, и запускают сетевой симулятор для определения, согласуется ли решение с фактической сетевой моделью для давлений на устье скважины на каждой скважине.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает способ оптимального распределения подъемного газа, содержащий этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении на полное количество добытого газа (или производительность), причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем сетевая модель включает в себя множество скважин, причем на этапе распределения: (a) на этапе предварительной обработки, генерируют множество кривых производительности подъема для каждой скважины в сети, предназначенных для описания предполагаемого расхода жидкости для данного количества нагнетаемого газа при данных давлениях на устье скважины; (b) присваивают каждой скважине в сети начальное давление на устье скважины (P_s), предназначенное для задания рабочей кривой для каждой скважины; (c) в соответствии с начальным давлением на устье скважины (P_s), присвоенным каждой скважине в сети, реализуют процедуру распределения, включающую в себя оптимальное распределение подъемного газа ( L ^ ) между N скважинами согласно ограничению на полное количество подъемного газа (C) для максимизации суммарного расхода (F_RND); (d) при условии, что процедура распределения завершена, вызывают реальную сетевую модель с оптимальными значениями подъемного газа ( L ^ ) , присвоенными скважинам сетевой модели; и (e) повторяют этапы (a)-(d), пока не произойдет сближение между старыми оценками и новыми оценками давления на устье скважины для всех скважин в сетевой модели.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает компьютерную программу, предназначенную для выполнения процессором, причем компьютерная программа, при выполнении процессором, осуществляет процесс для оптимального распределения подъемного газа, процесс содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении на полное количество добытого газа (или производительность), причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает компьютерную программу, предназначенную для выполнения процессором, причем компьютерная программа, при выполнении процессором, осуществляет процесс для оптимального распределения подъемного газа, процесс содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении на полное количество добытого газа (или производительность), причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем на этапе распределения: используют данные кривой газлифта, сгенерированные на этапе предварительной обработки, для решения распределение подъемного газа; используют ньютоново разложение для преобразования N скважин и линейного неравенства в одну из одной переменной с ограничением в виде линейного равенства, и запускают сетевой симулятор для определения, согласуется ли решение с фактической сетевой моделью для давлений на устье скважины на каждой скважине.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает компьютерную программу, предназначенную для выполнения процессором, причем компьютерная программа, при выполнении процессором, осуществляет процесс для оптимального распределения подъемного газа, процесс содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении на полное количество добытого газа (или производительность), причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем сетевая модель включает в себя множество скважин, причем на этапе распределения: (a) на этапе предварительной обработки, генерируют множество кривых производительности подъема для каждой скважины в сети, предназначенных для описания предполагаемого расхода жидкости для данного количества нагнетаемого газа при данных давлениях на устье скважины; (b) присваивают каждой скважине в сети начальное давление на устье скважины (P_s)/ предназначенное для задания рабочей кривой для каждой скважины; (c) в соответствии с начальным давлением на устье скважины (P_s), присвоенным каждой скважине в сети, реализуют процедуру распределения, включающую в себя оптимальное распределение подъемного газа ( L ^ ) между N скважинами согласно ограничению на полное количество подъемного газа (C) для максимизации суммарного расхода (F_RND); (d) при условии, что процедура распределения завершена, вызывают реальную сетевую модель с оптимальными значениями подъемного газа ( L ^ ) , присвоенными скважинам сетевой модели; и (e) повторяют этапы (a)-(d), пока не произойдет сближение между старыми оценками и новыми оценками давления на устье скважины для всех скважин в сетевой модели.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает устройство хранения программ, считываемое машиной и вещественно воплощающее программу, состоящую из инструкций, выполняемых машиной для осуществления способа для оптимального распределения подъемного газа, способ содержит этапы, на которых: оптимально распределяют подъемный газ при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении на полное количество добытого газа (или производительность), причем на этапе распределения распределяют подъемный газ между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Еще один аспект настоящего изобретения предусматривает систему, предназначенную для оптимального распределения подъемного газа, содержащую: устройство, предназначенное для оптимального распределения подъемного газа при ограничении на полное количество подъемного газа или ограничении на полное количество добытого газа (или производительность), причем устройство включает в себя дополнительное устройство, предназначенное для распределения подъемного газа между всеми газлифтными скважинами в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке.

Дополнительный объем применимости вытекает из представленного ниже подробного описания. Однако следует понимать, что подробное описание и конкретные примеры, приведенные ниже, служат исключительно для иллюстрации, поскольку различные изменения и модификации в рамках сущности и объема ′способа оптимального распределения подъемного газа′, описанного и заявленного в этом описании изобретения, станут ясны специалистам в данной области техники по прочтении нижеследующего подробного описания.

Краткое описание чертежей

Вышеописанные признаки и преимущества настоящего изобретения можно лучше понять, обратившись к более подробному описанию изобретения, кратко описанного выше, которое может содержать ссылки на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы на прилагаемых чертежах. Заметим, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют лишь типичные варианты осуществления этого изобретения, и поэтому не призваны ограничивать его объем, поскольку изобретение может предусматривать другие, столь же эффективные варианты осуществления. Кроме того, используемый здесь термин "подъемный газ" должен включать в себя любой возможный ресурс, который может обеспечивать подъем, и не ограничивается использованием только газа.

На фиг.1A-1D показан упрощенный схематический вид нефтяного месторождения, имеющего геологические пласты, содержащие пласты-коллекторы, и различных операций на нефтяном месторождении, осуществляемых на нефтяном месторождении. На фиг.1A показаны разведочные работы, осуществляемые самоходной сейсмической станцией. На фиг.1B показана операция бурения, осуществляемая буровым инструментом, подвешенном на буровой установке и продвигающимся в геологические пласты. На фиг.1C показаны канатные работы, осуществляемые кабельным прибором подвешенным на буровой установке и продвигающимся в ствол скважины, показанный на фиг.1B. На фиг.1D показана эксплуатационная операция, осуществляемая с помощью технологического оборудования, идущего от эксплуатационного оборудования в законченный ствол скважины, показанный на фиг.1C, для отбора флюида из пластов-коллекторов на наземное оборудование.

На фиг.2A-2D оказано графическое представление данных, собранных с помощью инструментов, показанных на фиг.1A-1B, соответственно. На фиг.2A показана сейсмическая трасса геологического пласта показанного на фиг.1A. На фиг.2B показана результат исследования керна для образца керна, показанного на фиг.1B. На фиг.2C показана каротажная диаграмма геологического пласта, показанного на фиг.1C. На фиг.2D показана кривая падения добычи флюида, текущего в геологическом пласте, показанном на фиг.1D.

Фиг.3 - схематический вид, частично в разрезе, нефтяного месторождения, имеющего множество инструментов сбора данных, расположенных в разных местах вдоль нефтяного месторождения для сбора данных из геологических пластов.

Фиг.4 - схематический вид, частично в разрезе, эксплуатационной операции на нефтяном месторождении.

Фиг.5 - рабочая станция или другая компьютерная система, а которой хранится программное обеспечение оптимального распределения подъемного газа, раскрытое в этом описании изобретения.

Фиг.6 - сетевая модель, содержащая газлифтную сеть с четырьмя скважинами.

Фиг.7 - логическая блок-схема программного обесп