Устройство, способ и система стохастического изучения пласта при нефтепромысловых операциях

Устройство, способ и система стохастического изучения пласта при нефтепромысловых операциях

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к технологиям осуществления нефтепромысловых операций, относящимся к подземным формациям, имеющим в себе пласты-коллекторы. Более конкретно, изобретение относится к технологии осуществления нефтепромысловых операций, включающей анализ операций на пласте-коллекторе, и ее воздействия на такие нефтепромысловые операции.

Уровень техники

Нефтепромысловые операции, такие как геофизические исследования, бурение, исследования на кабеле, заканчивание скважин, моделирование, планирование и нефтепромысловый анализ, как правило, выполняются для определения местоположения и добычи промышленно значимых скважинных текучих сред. Различные аспекты нефтепромысловых операций и связанных с ними операций показаны на фиг.1А-1D. Как показано на фиг.1А, геофизические исследования часто проводят с использованием методик сбора данных, таких как сейсмические сканеры, для формирования карт подземных структур. Эти структуры часто анализируются для определения наличия подземных активов, таких как промышленно значимые текучие среды или минералы. Эта информация используется для оценок подземных структур и определения расположения формаций, содержащих желаемые подземные активы. Данные, собранные с помощью методик сбора данных, могут оцениваться и анализироваться для определения того, присутствуют ли такие промышленно значимые вещества, и того, являются ли они обоснованно доступными.

Как показано на фиг-1B-1D, одна или более скважин могут располагаться вдоль подземных структур для добычи промышленно значимых текучих сред из подземных пластов-коллекторов. Скважины снабжаются инструментами, обеспечивающими возможность локализации и извлечения углеводородов из подземных пластов-коллекторов. Как показано на фиг.1В, буровые инструменты, как правило, спускают из буровых вышек в толщу пород по заданному пути для локализации местоположения промышленно значимых скважинных текучих сред. Во время операции бурения буровой инструмент может выполнять скважинные измерения для исследования условий в стволе скважины. В некоторых случаях, как показано на. фиг.1C, буровой инструмент удаляется и инструмент на кабеле помещается в ствол скважины для осуществления дополнительного скважинного измерения.

После завершения операции бурения скважина может затем подготавливаться для имитационного моделирования. Как показано на фиг.1D, оборудование заканчивания скважин помещается в ствол скважины для заканчивания скважины при подготовке к имитационному моделированию текучей среды, проходящей через него. Затем текучая среда выводится из подземных пластов-коллекторов в ствол скважины и выходит на поверхность. Устройства для моделирования располагаются на поверхности скважины для сбора углеводородов из скважины (скважин). Текучая среда из подземного пласта-коллектора (пластов-коллекторов) нефти направляется к устройству для моделирования посредством транспортных механизмов, таких как трубопроводы. Различное оборудование может располагаться возле месторождения нефти для мониторинга параметров месторождения нефти и/или управления нефтепромысловыми операциями.

Во время нефтепромысловых операций, как правило, собираются данные для анализа и/или управления нефтепромысловыми операциями. Такие данные могут включать в себя, например, данные о подземной формации, оборудовании, исторические и/или другие данные. Данные, относящиеся к подземной формации, собирают с использованием различных источников. Такие данные о формации могут представлять собой статические или динамические данные. Статические данные относятся, например, к структуре формации и к геологической стратиграфии, которая определяет геологическое строение подземной формации. Динамические данные относятся, например, к текучим средам, протекающим через геологические структуры подземной формации, в динамике по времени. Такие статические и/или динамические данные могут собираться для того, чтобы узнать больше о формациях и о промышленно значимых запасах, содержащихся в них.

Источники, используемые для сбора статических данных, могут представлять собой сейсмические инструменты, такие как передвижная сейсмическая станция, которая посылает волны сжатия в толщу пород, как показано на фиг.1А. Эти волны измеряются для того, чтобы характеризовать изменения плотности геологической структуры на разных глубинах. Эта информация может использоваться для формирования начальных структурных карт подземной формации. Другие статические измерения могут быть собраны с использованием технологии отбора керновых проб и каротажа скважины. Керновые пробы могут использоваться для получения физических образцов формации с различных глубин, как показано на фиг.1В. Каротаж скважины, как правило, включает в себя размещение скважинного инструмента в стволе скважины для сбора различных скважинных измерений, таких как плотность, удельное сопротивление и тому подобное, на различных глубинах. Подобный каротаж скважины может выполняться с использованием, например, бурового инструмента на фиг.1В и/или инструмента на кабеле на фиг.1C. После того, как скважина построена и закончена, текучая среда течет на поверхность с использованием трубопровода для имитационного моделирования, как показано на фиг.1D. Когда текучая среда выходит на поверхность, могут осуществляться различные динамические измерения, например, скорости потока, давления и композиции текучей среды. Эти параметры могут использоваться для определения различных характеристик подземной формации.

Сенсоры могут располагаться вокруг месторождения нефти для сбора данных относительно различных нефтепромысловых операций. Например, сенсоры в бурильном оборудовании могут осуществлять мониторинг условий бурения, сенсоры в стволе скважины могут осуществлять мониторинг композиции текучей среды, сенсоры, расположенные вдоль пути потока, могут осуществлять мониторинг скорости потока, и сенсоры в технологическом оборудовании могут осуществлять мониторинг собранных текучих сред. Другие сенсоры могут предусматриваться для мониторинга скважины, поверхности, оборудования или других условий. Данные мониторинга часто используются для принятия решений в разных местоположениях месторождения нефти в различное время. Данные, собранные этими сенсорами, могут также анализироваться и обрабатываться. Данные могут собираться и использоваться для настоящих или будущих операций. При использовании для будущих операций в тех же или других положениях, такие данные иногда могут упоминаться как исторические данные.

Обработанные данные могут использоваться для прогнозирования условий в стволе скважины и принятия решений относительно нефтепромысловых операций. Такие решения могут включать в себя планирование скважины, проводку скважины, заканчивание скважин, рабочие уровни, показатели моделирования процесса разработки и другие операции и/или условия. Часто эта информация используется, чтобы определить, когда бурить новые скважины, повторно заканчивать скважины или изменить имитационное моделирование процесса разработки скважины.

Данные из одного или более стволов скважин могут анализироваться для планирования или предсказания различных результатов в данном стволе скважины. В ряде случаев данные из соседних стволов скважины или стволов скважины с аналогичными условиями или оборудованием могут использоваться для прогнозирования того, как будет эксплуатироваться скважина. Обычно при анализе нефтепромысловых операций имеется большое количество переменных и большое количество данных. Поэтому зачастую полезно моделировать режим нефтепромысловой операции для определения необходимого направления деятельности. Во время продолжения работ режимы работы могут нуждаться в коррекции, поскольку изменяются условия и получают новую информацию.

Разработаны технологии для моделирования поведения различных аспектов нефтепромысловых операций, таких как геологические структуры, подземные пласты-коллекторы, стволы скважин, наземные сооружения, а также другие части нефтепромысловых операций. Примеры таких технологий моделирования показаны в патентах/публикациях/заявках №№ US 5992519, WO 2004/049216, WO 1999/064896, WO 2005/122001, US 6313837, US 2003/0216897, US 2003/0132934, US 2005/0149307, US 2006/0197759, US 6980940, US 2004/0220846 и US 10/586283. Разработаны технологии для осуществления операций имитационного моделирования пластов-коллекторов. Смотрите, например, патенты/публикации/заявки №№ US 6230101, US 6018497, US 6078869, GB 2336008, US 6106561, US 2006/0184329, US 7164990.

Примеры нефтепромысловых операций включают способы осуществления методов повышения нефтеотдачи (EOR) для увеличения продолжительности эксплуатации на месторождениях и увеличения суммарной нефтеотдачи из естественно исчерпывающихся пластов-коллекторов. Повышение нефтеотдачи может начинаться в любое время в течение срока рентабельной работы пласта-коллектора. Его целью является не - только восстановление пластового давления, но и увеличение вытеснения нефти или течения текучей среды в пласте-коллекторе. Три главных типа методов операций повышения нефтеотдачи представляют собой нагнетание в пласт химических реагентов (щелочное заводнение или мицеллярно-полимерное заводнение), смешивающееся нагнетание (нагнетание углекислоты или нагнетание углеводородов) и термическая разработка (закачивание водяного пара в скважину, закачивание воды в скважину или осуществление горения в пласте путем частичного сжигания нефти). Оптимальное применение каждого типа зависит от температуры пласта, давления, глубины, эффективной толщины пласта, проницаемости, остаточной нефтенасыщенности и водонасыщенности, пористости и от характеристик текучей среды, таких как плотность нефти в градусах АНИ и вязкость.

Закачивание водяного пара представляет собой способ термического восстановления, при котором водяной пар, полученный на поверхности, нагнетается в пласт-коллектор через распределенные специальным образом нагнетательные скважины.

Когда водяной пар поступает в пласт-коллектор, он подогревает сырую нефть и снижает ее вязкость. Тепло также "дистиллирует" легкие компоненты сырой нефти, которые конденсируются на нефтяном валу впереди фронта паронасыщения, также понижая вязкость нефти. Горячая вода, которая конденсируется из пара, и водяной пар сам по себе создают искусственное вытеснение нефти, которое перемещает нефть в направлении добывающих скважин. Другой способствующий фактор, который повышает нефтеотдачу во время закачивания водяного пара, относится к приствольной очистке скважины. В этом случае водяной пар понижает поверхностное натяжение, которое связывает парафины и асфальтены с поверхностью породы, при этом паровая дистилляция легких фракций сырой нефти создает небольшую оторочку растворителя, которая, смешиваясь, может удалять захваченную в нем нефть.

Заводнение принадлежит к числу старейших, и быть может, наиболее экономичных из способов EOR. Горячее заводнение представляет собой способ термической разработки, при котором горячая вода закачивается в пласт-коллектор через распределенные специальным образом нагнетательные скважины. Горячее заводнение понижает вязкость сырой нефти, позволяя ей легче перемещаться по направлению к добывающим скважинам. Горячее заводнение, также известное как закачивание горячей воды, является, как правило, менее эффективным, чем способ закачивания водяного пара, из-за того, что вода имеет более низкую теплоемкость, чем водяной пар. Однако при определенных условиях, таких как чувствительность формации, пресная вода является предпочтительной.

Действующие на данный момент высокие цены на нефть предоставляют дополнительные возможности компаниям для более глубокого рассмотрения принадлежащих им портфелей пластов-коллекторов с целью использования дополнительных возможностей EOR (например, заводнения). Временные и информационные ограничения могут ограничивать глубину и строгость подобной оценки скрининга. Время влияет на результат скрининга огромного количества пластов-коллекторов для обеспечения возможности осуществления EOR (например, заводнения), в то же время информация влияет на доступность данных (согласованности измеренных и моделируемых данных), с помощью которых необходимо получить значимую информацию для принятия обоснованных решений относительно разработки.

Примеры нефтепромысловых операций также включают установку интеллектуальных систем заканчивания скважин для повышения экономической целесообразности нефтепромысловых операций. Эти скважины не только дают доступ к малорентабельным пластам, для которых специализированная добыча может быть нерентабельной, но также ускоряют добычу. Мониторинг устройств управления потоком и других устройств может использоваться для управления добычей из пластов-коллекторов, дающих смесь продуктов из нескольких горизонтов, и оптимизировать добычу.

Контролирующие органы обычно требуют, чтобы оператор мог распределить добычу в конкретных пластах-коллекторах для целей учета отчислений на истощение недр. В этом случае, если для каждой законченной скважины не устанавливают измерители расхода, обратное перераспределение от устья скважины к законченной скважине труднодостижимо. Традиционные способы, которые могли бы обеспечить разделение продукции в реальном времени, не могут предоставить точные результаты, когда характеристика притока одной из законченных скважин изменяется. Численное моделирование, которое принимает во внимание изменение мобильности и итоговое перераспределение давления в открытой системе законченной скважины, является продолжительным и не может использоваться для обратного распределения в реальном времени.

Несмотря на разработку и развитие технологий пластового моделирования для нефтепромысловых операций, остается необходимость в рассмотрении эффектов большого количества пластов-коллекторов и неопределенности относительно точности численных моделей скважин при нефтепромысловых операциях. Было бы желательным создание технологии скрининга большого количества кандидатов для выбора, планирования и/или осуществления различных нефтепромысловых операций, на основе статических и динамических аспектов месторождения нефти. Также было бы желательно обеспечить обратное распределение скважин на смешанных пластах-коллекторах в реальном времени. Является также желательным, чтобы подобные технологии селективно рассматривали необходимые параметры, такие как измеренные данные или смоделированные данные с неопределенностью относительно точности или совместимости. Такие желаемые технологии могут обеспечить одно или более действий, выбранных среди прочего из следующего: осуществление возможности скрининга для снижения количества кандидатов из пластов-коллекторов (то есть кандидатов из пластов-коллекторов, которые оценивают в подробном режиме с целью выбора, для осуществления различных нефтепромысловых операций) на один или более порядков величин, обеспечения возможности моделирования для оценки чувствительностей и неопределенностей влияющих параметров и обеспечение возможности моделирования для ускорения процесса скрининга без ущерба для качества результатов.

Сущность изобретения

В целом, в одном аспекте настоящее изобретение относится к способу осуществления нефтепромысловых операций. Этапы способа включают в себя получение массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с нефтепромысловыми объектами, формирование стохастической базы данных из массивов данных о нефтяном месторождении на основе искусственной нейронной сети для массивов данных о нефтяном месторождении, скрининг массивов данных о нефтяном месторождении для определения кандидатов из нефтепромысловых объектов, где скрининг основан на стохастической базе данных, выполнение подробной оценки каждого кандидата, выбор нефтепромыслового объекта из кандидатов, на основе подробных оценок, и выполнение нефтепромысловой операции для выбранного нефтепромыслового объекта.

В целом, в одном из аспектов настоящее изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловых операций. Этапы способа включают в себя получение множества массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с множеством нефтепромысловых объектов, каждый из множества массивов данных о нефтяном месторождении содержит множество полей данных, по меньшей мере, одно поле данных из множества полей данных, по меньшей мере, одного массива данных о нефтяном месторождении из множества массивов данных о нефтяном месторождении представляет собой незаполненное поле данных, формирование первой искусственной нейронной сети из множества массивов данных о нефтяном месторождении, первая искусственная нейронная сеть содержит одно или более соотношений между множеством полей данных, заполнение незаполненного поля данных, по меньшей мере, из одного массива данных о нефтяном месторождении оценочными данными, на основе одного или более соотношений для формирования заполненного дополнительными данными массива данных о нефтяном месторождении, и выполнение нефтепромысловой операции на основе, по меньшей мере, заполненного дополнительными данными массива данных о нефтяном месторождении.

В целом, в одном аспекте изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловой операции, содержащему получение множества массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с множеством нефтепромысловых объектов, каждый из множества массивов данных о нефтяном месторождении содержит множество полей данных, формирование искусственной нейронной сети для множества массивов данных о нефтяном месторождении, искусственная нейронная сеть связана с одним или более главными эксплуатационными показателями (KPI) нефтепромысловой операции, идентифицируемой из множества полей данных, идентификацию множества кластеров из множества нефтепромысловых объектов на основе искусственной нейронной сети, каждый из множества кластеров содержит один или более нефтепромысловых объектов, формирование множества прокси-моделей, соответствующих множеству кластеров, каждая из множества прокси-моделей моделирует нефтепромысловые операции одного или более нефтепромысловых объектов соответствующего кластера, и выполнение нефтепромысловой операции на основе множества прокси-моделей.

В целом, в одном из аспектов изобретение относится к наземной установке, содержащей память и процессор, выполняющий инструкции, хранимые в памяти и исполняемые процессором для осуществления этапов способа выполнения нефтепромысловых операций, инструкции содержат функции для получения множества массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с множеством нефтепромысловых объектов, формирования стохастической базы данных из множества массивов данных о нефтяном месторождении на основе искусственной нейронной сети для множества массивов данных о нефтяном месторождении, скрининга множества массивов данных о нефтяном месторождении для определения множества кандидатов из множества нефтепромысловых объектов, где скрининг основан на стохастической базе данных, выполнение подробной оценки каждого из множества кандидатов, выбора нефтепромыслового объекта из множества кандидатов, на основе подробной оценки, и осуществления нефтепромысловой операции на нефтепромысловом объекте.

В целом, в одном из аспектов изобретение относится к наземной установке, содержащей память и процессор, выполняющий инструкции, хранимые в памяти и исполняемые процессором для осуществления этапов способа осуществления нефтепромысловых операций, инструкции обеспечивают возможность получения множества массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с множеством нефтепромысловых объектов, каждый из множества массивов данных о нефтяном месторождении содержит множество полей данных, по меньшей мере, одно поле данных из множества полей данных, по меньшей мере, одного массива данных о нефтяном месторождении из множества массивов данных о нефтяном месторождении представляет собой незаполненное поле данных, формирования первой искусственной нейронной сети для множества массивов данных о нефтяном месторождении, первая искусственная нейронная сеть содержит одно или более соотношений между множеством полей данных, заполнения незаполненного поля данных, по меньшей мере, одного массива данных о нефтяном месторождении с помощью оценочных данных на основе одного или более соотношений для формирования заполненного дополнительными данными массива данных о нефтяном месторождении и осуществления нефтепромысловой операции на основе, по меньшей мере, заполненного дополнительными данными массива данных о нефтяном месторождении.

В целом, в одном из аспектов изобретение относится к наземной установке, содержащей память и процессор, выполняющий инструкции, хранимые в памяти и исполняемые процессором для осуществления этапов способа для. осуществления нефтепромысловых операций, инструкции, обеспечивают возможность получения множества массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с множеством нефтепромысловых объектов, каждый из множества массивов данных о нефтяном месторождении содержит множество полей данных, формирования искусственной нейронной сети для множества массивов данных о нефтяном месторождении, искусственная нейронная, сеть связана с одним или более, главными эксплуатационными показателями (KPI) нефтепромысловых операций, определенными из множества полей данных, определения множества кластеров из множества нефтепромысловых объектов на основе искусственной нейронной сети, каждый из множества кластеров содержит один или более нефтепромысловых объектов из множества нефтепромысловых объектов, формирования множества прокси-моделей,. соответствующих множеству кластеров, каждая из множества прокси-моделей моделирует нефтепромысловые операции одного или более нефтепромысловых объектов соответствующего кластера, и осуществления нефтепромысловой операции на основе множества прокси-моделей.

Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут ясны с помощью последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Чтобы перечисленные выше свойства и преимущества настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более подробное описание изобретения, кратко обобщенное выше, представлено ниже со ссылками на варианты осуществления, которые иллюстрируются на прилагаемых чертежах. Нужно отметить, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, изобретение может включать и другие настолько же эффективные варианты осуществления.

На чертежах:

фиг.1А-1D изображают примерные виды в разрезе месторождений нефти, имеющих подземные структуры, содержащие в себе пласты-коллекторы, и различные нефтепромысловые операции, выполняемые на нефтяном месторождении. Фиг.1А показывает примерные геофизические исследования в скважинах, осуществляемые передвижной сейсмической станцией. Фиг.1В изображает примерную операцию бурения, осуществляемую буровым инструментом, подвешенным на буровой вышке и введенным в подземную формацию. Фиг.1C изображает примерную операцию в скважине, осуществляемую инструментом, спускаемым на кабеле, осуществляемую инструментом на кабеле, подвешенным на буровой вышке и находящимся в стволе скважины Фиг.1В. Фиг.3-D изображает примерную операцию осуществления имитационного моделирования, осуществляемую инструментом для имитационного моделирования, развернутым с буровой вышки и введенным в законченный ствол скважины для извлечения текучей среды из подземного пласта-коллектора в наземные сооружения;

фиг.2А-2В представляют собой примерные графические представления данных, собранных инструментами на фиг-1A-1D, соответственно. Фиг.2А изображает примерную дорожку сейсмограммы подземной формации фиг.1А. Фиг.2 В изображает примерную керновую пробу формации, показанной на Фиг.1В. Фиг.2С изображает примерную диаграмму геофизических исследований скважины подземной формации фиг.1C. Фиг.20 изображает примерную кривую истощения пласта для текучей среды, протекающей через подземную формацию, на фиг.1D, полученную посредством имитационного моделирования;

фиг.3 показывает примерный схематический вид в разрезе, частично, в поперечном сечении, месторождения нефти, имеющего множество инструментов для сбора данных, расположенных на различных положениях по всему месторождению нефти, для сбора данных из подземной формации;

фиг.4 показывает примерный схематический вид в разрезе месторождения нефти, имеющего множество скважин для добычи нефти из подземной формации;

фиг.5 показывает примерную блок-схему части месторождения нефти на фиг.4, изображающую подробно операции имитационного моделирования;

фиг.6А и. 6В показывают примерные данные месторождения нефти и статистическую диаграмму согласно одному или более вариантам осуществления настоящего изобретения;

фиг.7А и 7В показывают блок-схему и примерное изображение способа заполнения дополнительными данными стохастической базы данных согласно одному или более вариантам осуществления настоящего изобретения;

фиг.8А и 8В показывают блок-схемы способа скрининга для идентификации кандидатов нефтепромысловых объектов согласно одному или более вариантам осуществления настоящего изобретения;

фиг.9А и 9В показывают примерные самоорганизующиеся карты (SOM) согласно одному или более вариантам осуществления настоящего изобретения;

фиг.10 (изображенная как фиг.10А-10С для целей иллюстрации) показывает примерную Байесовскую сеть согласно одному или более вариантам осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

Предпочтительные на настоящий момент варианты осуществления настоящего изобретения показаны на обозначенных выше чертежах и подробно описываются ниже. Некоторые функции и некоторые виды на чертежах показаны в увеличенном масштабе или схематически в интересах ясности и краткости.

Фиг-1A-D показывают месторождение (100) нефти, имеющее в себе геологические структуры и/или подземные формации. Как показано на этих фигурах, различные измерения подземной формации осуществляются различными инструментами в одном и том же местоположении. Эти измерения могут использоваться для формирования информации о формации и/или геологических структурах, и/или о текучих средах, содержащихся в них.

Фиг.1А-1D изображают виды в разрезе месторождения (100) нефти, имеющего подземные формации (102), содержащие в себе пласт-коллектор (104), и изображают различные нефтепромысловые операции, выполняемые на нефтяном месторождении (100). Фиг.1А изображает геофизические исследования в скважинах с помощью передвижной сейсмической станции (106а) для измерения характеристик подземной формации. Геофизические исследования в скважинах представляют собой сейсмические геофизические исследования в скважинах для создания звуковых колебаний. На фиг.1А, такое звуковое колебание (112) создается источником (110) и отражается от множества горизонтов (114) подземной формации (116). Звуковое колебание (колебания) (112) принимается сенсорами (S), такими как сейсмоприемники (118), размещенные на земной поверхности, и сейсмоприемники (118) создают выходные электрические сигналы, упоминаемые как принятые данные (120) на фиг.1.

В ответ на принятые звуковые колебание (112) получают типичные образцы различных параметров (таких как амплитуда и/или частота) звуковых колебаний (112). Полученные данные (120) передаются в качестве исходных данных компьютеру (122а) самоходной сейсмической станции (106а), и, реагируя на исходные данные, компьютер самоходной станции (122а) создает выходную запись сейсмических данных (124). Сейсмические данные в дальнейшем могут обрабатываться по желанию, например, посредством редукции данных.

Фиг.1В изображает бурильную операцию, осуществляемую буровым инструментом (106b), подвешенным на буровой вышке (128) и введенным в подземную формацию (102) с формированием ствола буровой скважины (136). Емкость для бурового раствора (130) используется для подачи бурового раствора в буровой инструмент (106b) через нагнетательный трубопровод (132) для циркуляции бурового раствора через буровой инструмент (106b) и для возвращения назад на поверхность. Буровой инструмент (106b) вводится в формацию до достижения пласта-коллектора (104) нефти, буровой инструмент (106b) предпочтительно выполнен с возможностью измерения характеристик скважинных условий. Буровой инструмент (106b) также выполнен с возможностью сбора керновой пробы (133), как показано, или может быть удален, так что керновая проба (133) может извлекаться с использованием другого инструмента.

Наземная установка (134) используется, для взаимодействия с буровым инструментом (106b) и для внешних операций. Наземная установка (134) способна взаимодействовать с буровым инструментом (106b) для сообщения с буровым инструментом (106b) и получения данных от него. Наземная установка (134) предпочтительно снабжается компьютерным оборудованием для получения, хранения, обработки и анализа данных из месторождения (100) нефти. Наземная установка (134) собирает выходные данные (135), формируемые во время операции бурения. Компьютерное оборудование, такое как наземная установка (134), может располагаться в различных местоположениях около месторождения (100) нефти и/или в удаленных положениях.

Сенсоры (S), такие как датчики, могут располагаться по всему месторождению нефти, буровой вышке, по оборудованию месторождения (такому как скважинный инструмент) или в других частях месторождения нефти для сбора информации о различных параметрах, таких как параметры на поверхности, внутрискважинные параметры и/или режимы работы. Эти сенсоры (S) предпочтительно измеряют характеристики месторождения нефти, такие как осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давления, температуры, скорости потоков, композиции и другие параметры нефтепромысловых операций.

Информация, собранная сенсорами (S), может быть собрана наземной установкой (134) и/или другими источниками сбора данных источниками для анализа или другой обработки. Данные, собранные сенсорами (S), могут использоваться отдельно или в сочетании с другими данными. Данные могут быть собраны в базе данных, и все данные- или выбранные части данных могут селективно использоваться для анализа и/или прогнозирования нефтепромысловых операций для данного и/или других стволов скважин.

Выходные данные от различных сенсоров (S), расположенных вокруг месторождения нефти, могут обрабатываться для дальнейшего использования. Данные могут представлять собой исторические данные, данные в реальном времени или их сочетания. Данные в реальном времени могут использоваться в реальном времени или сохраняться для последующего использования. Данные также могут объединяться с историческими данными или с другими входными данными для последующего анализа. Данные могут содержаться в отдельных базах данных или объединяться в одну базу данных.

Собранные данные могут использоваться для осуществления анализа, такого как операции моделирования. Например, выходные сейсмические данные могут использоваться для осуществления геологического, геофизического моделирования, моделирования технологии нефтеотдачи, и/или имитационного моделирования процессов разработки. Данные по пласту-коллектору, стволу скважины, поверхности и/или технологии могут использоваться для осуществления имитационного моделирования пласта-коллектора, ствола скважины или другого производственного имитационного моделирования. Выходные данные от нефтепромысловых операций могут формироваться сенсорами (S) напрямую или после некоторой обработки или моделирования. Эти выходные данные могут служить входными данными для дальнейшего анализа.

Данные собираются и хранятся в наземной установке (134). Одна или более наземных установок (134) располагаются на нефтяном месторождении (100) или подключаются к нему с удаленным доступом. Наземная установка (134) может представлять собой самостоятельное устройство или сложную сеть устройств, используемых для осуществления необходимых функций управления данными по всему месторождению (100) нефти. Наземная установка (134) может представлять собой управляемую вручную или автоматизированную систему. Наземная установка (134) может управляться и/или настраиваться пользователем.

Наземная установка (134) может быть снабжена приемопередающей установкой (137) для того, чтобы делать возможным сообщение между наземной установкой (134) и различными частями или другими местоположениями месторождения (100) нефти. Наземная установка (134) может также быть снабжена контроллером для приведения в действие механизмов на нефтяном месторождении или функционально связываться с ним. Наземная установка (134) может затем посылать сигналы управления на месторождение (100) нефти в ответ на получаемые данные. Наземная установка (134) может получать команды через приемо-передающее устройство или может самостоятельно выполнять команды для контроллера. Может предусматриваться процессор для анализа данных (локально или удаленно) и принятия решений о приведении в действие контролера. Таким образом, месторождение (100) нефти может селективно регулироваться на основе собранных данных для оптимизации скоростей извлечения текучей среды или для доведения до максимума продолжительности эксплуатации месторождения нефти и его суммарной выработки. Эти регулировки могут производиться автоматически на основе компьютерного протокола или оператором в ручном режиме. В ряде случаев планы бурения могут регулироваться для выбора оптимальных режимов работы или для того чтобы избежать проблем.

Фиг.1C изображает операцию в скважине, осуществляемую инструментом (106с) на кабеле, подвешенным на буровой вышке (128), введенным в ствол скважины (136), на Фиг.1В. Инструмент (106с) на кабеле предпочтительно выполнен с возможностью размещения в буровой скважине (136) с целью получения диаграмм геофизических исследований скважин с осуществлением скважинных испытаний и/или сбора образцов. Инструмент (106с) на кабеле может использоваться для обеспечения другого способа и устройства для осуществления сейсмических геофизических исследований в скважинах. Инструмент (106с) на кабеле на фиг.1C может иметь взрывной или акустический источник (143) энергии, который подает электрические сигналы на окружающие подземные формации (102).

Инструмент (106 с) на кабеле может оперативно связываться, например, с сейсмоприемниками (118), находящимися в компьютере (122а) самоходной сейсмической станции (106а) на фиг.1А. Инструмент (106 с) на кабеле может также обеспечивать данными наземную установку (134). Как показано, выходные данные (135) формируются инструментом (106 с) на кабеле и собираются на поверхности. Инструмент (106 с) на кабеле может располагаться на различных глубинах в стволе скважины (136) для обеспечения исследования подземной формации.

Фиг.1D изображает производственную операцию, осуществляемую промысловым прибором (106d), размещенным на буровой вышке (128) и введенным внутрь законченного ствола скважины (136) на фиг.1C, для выкачивания текучей среды из подземных пластов-коллекторов в наземные сооружения (142). Текучая среда вытекает из месторождения (104) нефти по стволу скважины (136) и в наземные сооружения (142) через накопительную сеть (144). Сенсоры (S), расположенные вокруг месторождения (100) нефти для сбора данных из него, оперативно соединяются с наземной установкой (142). Во время производственного процесса выходные данные (135) могут собираться различными сенсорами (S) и передаваться на наземную установку (134) и/или технологическое оборудование. Эти данные могут представлять собой, например, данные пласта-коллектора, данные ствола скважины, данные с поверхности и/или технологические данные.

Фиг.1D изображает производственную операцию, осуществляемую промыслов