Способ и система выбора скважин для добычи углеводородов, подлежащих реконструкции

Способ и система выбора скважин для добычи углеводородов, подлежащих реконструкции

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Уровень техники

В большинстве нефтяных месторождений, разработка которых ведется в последнее время, инженеру по добыче может быть доступен большой объем информации, которая может оказаться полезной при принятии решений, например, решений о том, какие скважины должны быть внесены в план проведения операций реконструкции. Во многих случаях большой объем такой информации может затруднять принятие решения. Например, если сравнивать всего лишь две скважины, то такая информация, как, например, содержание воды, интенсивность добычи нефти, интенсивность добычи газа и параметры лифта может давать неразличимые сигналы при ранжировании этих двух скважин с целью проведения операций реконструкции. С ростом количества скважин и/или групп скважин задача усложняется экспоненциально.

Краткое описание чертежей

С целью подробного описания примерных вариантов осуществления изобретения будут даваться ссылки на сопровождающие чертежи, где:

фиг. 1 представляет общий вид месторождения, на котором ведется добыча углеводородов, в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения;

фиг. 2 представляет функциональную схему системы в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения;

фиг. 3 представляет способ в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения;

фиг. 4 представляет пользовательский интерфейс в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения; и

фиг. 5 представляет функциональную схему компьютерной системы в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения.

Осуществление изобретения

Обозначения и термины

В нижеследующем раскрытии и формуле изобретения для обозначения конкретных компонентов системы используются определенные термины. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, в разных компаниях для обозначения одного компонента могут использоваться разные названия. Настоящий документ не имеет целью определение различий между компонентами, отличающимися по названию, но не по выполняемой функции. В нижеследующем раскрытии и в формуле изобретения термины «включающий» и «содержащий» используются в неисчерпывающем смысле и потому должны пониматься как означающие «содержащий, помимо прочего». Кроме того, термин «соединение» или «соединяет» подразумевает как опосредованное, так и непосредственное соединение. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, то соединение может осуществляться через непосредственное соединение или через опосредованное соединение.

Под «параметром добычи» следует понимать измеряемую величину, относящуюся к углеводородам, истекающим из скважины. Величину, относящуюся к воде, одновременно добываемой вместе с углеводородами, следует считать параметром добычи.

Под «вкладом уровня группы» следует понимать вклад в вычисляемую величину, принимающий в расчет множество скважин для добычи углеводородов в окрестности рассматриваемой скважины.

Под «вкладом уровня месторождения» следует понимать вклад в вычисляемую величину, принимающий в расчет множество скважин для добычи углеводородов в окрестности рассматриваемой скважины, когда окрестность охватывает большую площадь по сравнению с окрестностью, относящейся к вкладу уровня группы.

Под «реконструкцией» следует понимать любую из разнообразных операций, выполняемых на скважине для добычи углеводородов после ее первоначальной выработки, например, удаление и замену эксплуатационной колонны, удаление и замену внутрискважинных компонентов системы искусственного лифта, удаление и замену одного или нескольких внутрискважинных пакеров или выполнение операций, связанных с выработкой скважины (перфорационные отверстия, заполнение песком/гравием).

Подробное описание

Предметом нижеследующего раскрытия являются разнообразные варианты осуществления настоящего изобретения. Хотя один или более из этих вариантов осуществления могут быть предпочтительными, раскрытые здесь варианты осуществления не следует интерпретировать или иным образом использовать как ограничивающие объем настоящего раскрытия изобретения или формулы изобретения. Кроме того, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что нижеследующее раскрытие имеет широкую область приложения, и рассмотрение какого-либо варианта осуществления означает только представление примера данного варианта осуществления и не подразумевает, что объем настоящего раскрытия или формулы изобретения ограничивается данным вариантом осуществления.

Предметом по меньшей мере некоторых из указанных разнообразных вариантов осуществления являются способы и системы для ранжирования и/или выбора скважин для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции, и, более конкретно, ранжирования и/или выбора скважин для добычи углеводородов в обводненных месторождениях с целью выполнения операций реконструкции. Предметом по меньшей мере некоторых вариантов осуществления изобретения является осуществляемый с использованием компьютера способ выбора, в котором принимаются во внимание не только эксплуатационные качества отдельно взятой скважины, но и эксплуатационные качества указанной скважины с учетом эксплуатационных качеств уровня группы и эксплуатационных качеств уровня месторождения. В настоящем раскрытии вначале рассматривается иллюстративное месторождение, на котором ведется добыча углеводородов, чтобы читатель смог ознакомиться с физической структурой, о которой идет речь, а затем рассматриваются различные варианты осуществления выбора скважин для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции.

Фиг. 1 представляет общий вид месторождения, на котором ведется добыча углеводородов, в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения. Конкретно, месторождение, на котором ведется добыча углеводородов, имеет множество скважин. Из некоторых скважин (скважин для добычи углеводородов) истекают углеводороды, другие скважины (нагнетательные скважины) используются для нагнетания вспомогательных извлекающих флюидов, например, воды или сжатого диоксида углерода. В показанном на фиг. 1 иллюстративном случае скважины 100 (с обозначениями 100А-100Н) являются скважинами для добычи углеводородов, а скважины 102 (с обозначениями 102А и 102B) являются нагнетательными скважинами. Местоположение каждой скважины на фиг. 1 показано устьевой фонтанной арматурой, которая, в основном из-за своей формы, в данной отрасли называется «фонтанной елкой». На виде сверху положение каждой скважины может показаться случайным, но в большинстве случаев скважины размещаются определенным образом, чтобы увеличить эффективность извлечения углеводородов из нижележащей геологической структуры (не показанной на фиг. 1).

Для сбора добытых углеводородов с целью продажи на месторождении углеводородов имеется одна или несколько поточных линий (иногда называемых «линиями сбора»). На фиг. 1 линия 104 сбора собирает углеводороды из показанных в качестве примера скважин 100A-100D для добычи углеводородов, а линия 106 сбора собирает углеводороды из показанных в качестве примера скважин 100Е-100Н для добычи углеводородов. Линии 104 и 106 сбора соединяются в точке 108, после чего поток поступает в измерительную станцию 110.

В некоторых случаях вспомогательный извлекающий флюид доставляется к нагнетательным скважинам на автомобилях, вследствие чего вспомогательный извлекающий флюид может закачиваться в геологическую структуру только периодически (например, ежедневно или еженедельно). В других вариантах осуществления изобретения, и как показано, вспомогательный извлекающий флюид подается под давлением в нагнетательные скважины 102А и 102B через трубы 112.

На показанном на фиг. 1 месторождении, на котором ведется добыча углеводородов, в качестве примера имеется восемь скважин для добычи углеводородов и две нагнетательные скважины; однако указанное количество скважин взято лишь для примера. Месторождение, на котором ведется добыча углеводородов, на практике может располагать многими десятками или даже сотнями скважин, с которыми необходимо вести работу. Показанная на фиг. 1 иллюстрация содержит небольшое количество скважин, чтобы излишне не усложнять чертеж и обсуждение, но это не должно рассматриваться как ограничение применимости различных вариантов осуществления настоящего изобретения. Далее принимается, что все скважины для добычи углеводородов на фиг. 1 представляют месторождение или разбиение скважин уровня месторождения (т.е. месторождения 150). Далее принимается, что скважины 100A-100D представляют первую группу 152 или разбиение скважин уровня группы (к примеру, операции обводнения из нагнетательных скважин воздействуют на скважины 100А-100D как на группу), а скважины 100Е-100Н представляют вторую группу 154 или разбиение скважин уровня группы. Еще раз следует отметить, что, хотя показанная на фиг. 1 иллюстрация содержит небольшое количество скважин в каждой группе, чтобы излишне не усложнять чертеж и обсуждение, на практике число скважин в каждой группе может исчисляться многими десятками или сотнями, и поэтому небольшое количество скважин на фиг. 1 не должно рассматриваться как ограничение применимости различных вариантов осуществления настоящего изобретения.

В соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения на каждой скважине 100 для добычи углеводородов имеется по меньшей мере одно, а в некоторых случаях и более одного, измерительное устройство для измерения параметров, относящихся к добыче углеводородов. Указанные измерительные устройства показаны на фиг. 1 как устройства 114А-114Н, каждое из которых связанно с одной скважиной 100А-100Н для добычи углеводородов. Указанные измерительные устройства могут принимать разнообразные формы, а измерительные устройства на всех скважинах 100 для добычи углеводородов необязательно должны быть одинаковыми. В некоторых случаях измерительное устройство может соответствовать типу используемого лифта (например, электрический погружной насос, газовый лифт, насос со станком-качалкой). В других случаях измерительное устройство на скважине для добычи углеводородов может выбираться в соответствии с определенным качеством добываемых углеводородов, например, склонностью к избыточному содержанию воды. С пониманием того, что возможно много вариантов выбора измерительных устройств даже для одинаково расположенных скважин и/или скважин, относящихся к одной группе, далее в настоящем раскрытии рассматривается ряд примеров таких устройств.

В некоторых случаях одним или более измерительными устройствами 114 могут быть многофазные расходомеры. Многофазный расходомер обладает технической возможностью измерять поток углеводородов не только с точки зрения объема, но также давать характеристику смеси нефти и газа в указанном потоке. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть расходомеры для нефти, обладающие технической возможностью распознавать поток нефти, но не обязательно поток природного газа. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть расходомеры природного газа. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть расходомеры воды. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть датчики давления, измеряющие давление там, где это требуется, например в головной части скважины или в стволе скважины вблизи перфорационных отверстий. Измерительными устройствами, относящимися к используемому лифту, могут быть устройства измерения напряжения, устройства измерения электрического тока, датчики давления, измеряющие давление газового лифта, устройства измерения частоты для измерения частоты напряжения, прикладываемого к электрическому погружному мотору, соединенному с насосом, и т.п. При этом на любой скважине для добычи углеводородов может иметься несколько измерительных устройств. Например, скважина, на которой искусственный лифт обеспечивается электрическим погружным насосом, может иметь на поверхности разнообразные устройства для измерения потока углеводородов, а также разнообразные измерительные устройства для измерения показателей функционирования погружного мотора и/или насоса. Или, например, скважина, на которой искусственный лифт обеспечивается системой газового лифта, может иметь на поверхности разнообразные устройства для измерения потока углеводородов, а также разнообразные измерительные устройства для измерения показателей функционирования системы газового лифта.

Фиг. 2 представляет функциональную схему системы в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения. В частности, указанная система содержит компьютерную систему 200, в которой выполняется одна или более программ. Указанная компьютерная система может принимать любую подходящую форму. В некоторых случаях компьютерная система 200 представляет собой серверную компьютерную систему, находящуюся в центре обработки данных, связанном с месторождением, на котором ведется добыча углеводородов. Центр обработки данных может быть физически расположен как на месторождении или вблизи него, так и за сотни или тысячи миль от месторождения. В других случаях компьютерная система 200 может представлять собой портативный компьютер или настольную компьютерную систему. Также в некоторых случаях компьютерная система 200 может представлять собой объединение компьютерных устройств, например, может представлять собой портативные устройства, соединенные с другими компьютерными системами с возможностью осуществления связи. Кроме того, в некоторых случаях компьютерная система 200 может представлять собой распределенные («облачные») компьютерные системы, характеризующиеся тем, что точное местоположение таких компьютерных систем пользователю неизвестно или может изменяться в соответствии с фактической нагрузкой на них.

Независимо от конкретной формы компьютерной системы 200 в указанной компьютерной системе исполняется одна или более программ, осуществляющих различные вычисления (более подробно рассматриваемые далее), относящиеся к выбору скважин для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции; на чертеже эти одна или более программ показаны как программа 202 выбора скважины. Программа 202 выбора скважины на основании разнообразной информации принимает решения и/или дает рекомендации в отношении того, на каких скважинах должны быть выполнены операции реконструкции. Информацией, на основании которой принимаются эти решения и/или даются эти рекомендации, может быть ретроспективная (историческая) информация, например, сохраненная в базе 204 данных, соединенной с компьютерной системой 200. Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может поступать из системы 206 диспетчерского управления и сбора данных (supervisory control and data acquisition, SCADA), соединенной с компьютерной системой 200 посредством сети 208 связи (при этом сама система SCADA может вести базу данных ретроспективных значений). Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может приниматься компьютерной системой 200 непосредственно из самих измерительных устройств 114, соединенных с компьютерной системой 200 посредством сети 208 связи. В некоторых случаях информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может приниматься из множества источников, используемых в качестве примера (к примеру, такой информацией может быть текущее показание и набор ретроспективных показаний того же устройства, охватывающий период от настоящего времени до некоторого момента в прошлом).

Сеть 208 связи может принимать любую подходящую форму. В некоторых случаях сетью 208 связи является специализированная локальная или глобальная сеть, с которой соединены различные устройства. В других случаях указанная сеть связи может полностью или частично использовать интернет, например, указанной сетью связи может быть виртуальная частная сеть (virtual private network, VPN), передача данных в которой осуществляется через интернет. С точки зрения аппаратного обеспечения, в указанной сети связи могут использоваться электрические проводники, оптические проводники, сигналы на радиочастотных электромагнитных волнах, распространяющихся от точки к точке, и/или спутниковая связь.

Независимо от типа используемой сети связи указанная компьютерная система осуществляет связь с одним или более устройствами и либо сама выбирает подлежащие реконструкции скважины для добычи углеводородов, либо предоставляет человеку-оператору (например, инженеру по добыче) информацию, исходя из которой он может сделать выбор. Фиг. 3 представляет способ в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения, и некоторые представленные в качестве примера шаги, которые могут выполняться посредством компьютерной программы, например, программы 202 выбора скважины. Конкретно, после начала (блок 300) указанный способ переходит к выбору скважины для добычи углеводородов, подлежащей операции реконструкции (блок 302). В выборе скважины для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции может, например, использоваться вычисление множества значений индекса текущих эксплуатационных качеств для соответствующего множества скважин (блок 304). В некоторых вариантах осуществления изобретения каждое значение индекса текущих эксплуатационных качеств основано не только на эксплуатационных качествах самой скважины, но также может быть основано на эксплуатационных качествах относительно множества скважин (например, скважин группы и/или месторождения). Например, для отдельной скважины может уменьшаться содержание нефти, но содержание нефти также может уменьшаться для соседних скважин, и такая информация может приниматься во внимание в некоторых вариантах осуществления изобретения. Кроме того, в некоторых случаях каждое значение индекса текущих эксплуатационных качеств является безразмерным. Примерные способы вычисления значения индекса текущих эксплуатационных качеств более подробно рассматриваются ниже.

Рассматриваемый иллюстративный способ затем переходит к вычислению множества значений индекса будущих эксплуатационных качеств для соответствующего множества скважин (блок 306). В некоторых вариантах осуществления изобретения каждое значение индекса будущих эксплуатационных качеств основано не только на ожидаемых будущих эксплуатационных качествах самой скважины, но также может быть основано на эксплуатационных качествах относительно множества скважин (например, будущих эксплуатационных качеств данной скважины, рассматриваемых внутри группы и/или месторождения). Кроме того, в некоторых случаях каждое значение индекса будущих эксплуатационных качеств является безразмерным. Примерные способы вычисления значения индекса будущих эксплуатационных качеств более подробно рассматриваются ниже.

Рассматриваемый иллюстративный способ, что также показано на фиг. 3, может далее содержать комбинирование значения индекса текущих эксплуатационных качеств и значения индекса будущих эксплуатационных качеств для каждой скважины с целью образования первого комбинированного индекса для каждой скважины (блок 308). Этот комбинированный индекс для каждой скважины может быть одним числовым значением или может быть визуальным представлением значений индексов текущих и будущих эксплуатационных качеств для каждой скважины. Примеры комбинированных индексов более подробно рассматриваются далее после представления примеров способов вычисления значений индексов текущих и будущих эксплуатационных качеств.

Независимо от конкретной формы комбинированных индексов рассматриваемый способ затем, используя указанные комбинированные индексы, переходит к выбору скважины для добычи углеводородов, осуществляемому на основании указанных комбинированных индексов (блок 310), и к выполнению операций реконструкции на указанной скважине для добычи углеводородов (блок 312). Затем способ завершается (блок 314) с возможностью повторного выполнения после того, как агрегат для реконструкции скважин закончит выполнение реконструкции и/или появится возможность использовать другой агрегат для реконструкции скважин.

В настоящем раскрытии далее рассматриваются примерные варианты вычисления значений индекса текущих эксплуатационных качеств. В соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения значения текущих эксплуатационных качеств учитывают аспекты уровня месторождения и уровня группы. В дальнейшем обсуждении сначала рассматриваются различные параметры уровня месторождения, параметры уровня группы и параметры уровня скважины.

ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ - ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ

Средняя добыча нефти по месторождению (Field Oil Production Mean, сокращенно FieldOilProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество нефти, добытой на уровне месторождения за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для FieldOilProdRealMean является стандартный баррель нефти в сутки.

Средняя добыча воды по месторождению (Field Water Production Mean, сокращенно FieldWaterProd Real Mean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, добытой на уровне месторождения за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для FieldWaterProdRealMean является стандартный баррель воды в сутки.

Количество скважин в месторождении (Number of Wells in Field, сокращенно NumberWellsField) - этот параметр является величиной, представляющей собой количество скважин, имеющихся в месторождении.

Количество групп в месторождении (Number of Patterns in Field, сокращенно NumberPatternField) - этот параметр является величиной, представляющей собой количество отдельных групп, имеющихся в месторождении.

ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ ГРУППЫ - ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ

Средняя добыча нефти по группе (Pattern Oil Production Mean, сокращенно PatternOilProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество нефти, добытой на уровне группы за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для PatternOilProdRealMean является стандартный баррель нефти в сутки. В некоторых случаях скважины могут поддаваться вторичному извлечению с использованием флюида из множества нагнетательных скважин. В этих случаях нефть, добытая из отдельной скважины, может быть распределена между группами путем умножения доли вклада для каждой группы на суммарную добычу нефти из этой скважины.

Средняя по группе интенсивность нагнетания воды (Pattern Water Injection Rate Mean, сокращенно PatternWaterlnjRateMean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, нагнетенной на уровне группы (к примеру, учитывающее все нагнетательные скважины) за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут быть вычислены за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для PatternWaterlnjRateMean является стандартный баррель воды в сутки.

Средняя по группе добыча воды (Pattern Water Production Mean, сокращенно PatternWaterProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, добытой на уровне группы за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для PatternWaterProdRealMean является стандартный баррель воды в сутки. В некоторых случаях скважины могут поддаваться вторичному извлечению с использованием флюида из множества нагнетательных скважин. В этих случаях вода, добытая из отдельной скважины, может быть распределена между группами путем умножения доли вклада для каждой группы на суммарную добычу воды из этой скважины.

Количество скважин в группе (Number of Wells in Pattern, сокращенно NumberWellsPattern) - этот параметр является величиной, представляющей собой количество скважин, имеющихся в группе.

ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ СКВАЖИНЫ - ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ

Средняя добыча нефти по скважине (Well Oil Production Mean, сокращенно WellOilProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество нефти, добытой из конкретной скважины за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут быть вычислены за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с последней реконструкции). Примером единицы измерения для WellOilProdRealMean является стандартный баррель нефти в сутки.

Средняя добыча воды по скважине (Well Water Production Mean, сокращенно WellWaterProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, добытой из конкретной скважины за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут быть вычислены за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с последней реконструкции). Примером единицы измерения для WellWaterProdRealMean является стандартный баррель воды в сутки.

Далее в настоящем раскрытии рассматриваются различные вычисляемые величины, во многих случаях основанные на вышеописанных параметрах.

Средняя интенсивность добычи нефти по скважине относительно месторождения (Well Oil Production Rate Average with respect to the Field, сокращенно WellOilAvgwrtField) - вычисляемая величина WellOilAvgwrtField соотносит добычу нефти из отдельной скважины с месторождением и может быть вычислена следующим образом:

Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой нефти, приходящегося на скважину в месторождении. Примером единицы измерения для WellOilAvgwrtField является стандартный баррель нефти в сутки.

Средняя интенсивность добычи нефти по скважине отосительно группы (Well Oil Production Rate Average with respect to the Pattern, сокращенно WellOilAvgwrtPattern) - вычисляемая величина WellOilAvgwrtPattern соотносит добычу нефти из отдельной скважины с группой, в которую входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:

Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой нефти, приходящегося на скважину в данной группе. Примером единицы измерения для WellOilAvgwrtPattern является стандартный баррель нефти в сутки.

Средняя интенсивность добычи воды по скважине относительно месторождения (Well Water Production Rate Average with respect to the Field, сокращенно WellWaterAvgwrtField) - вычисляемая величина WellWaterAvgwrtField соотносит добычу воды из отдельной скважины с месторождением, в которое входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:

Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой воды, приходящегося на скважину в данном месторождении. Примером единицы измерения для WellWaterAvgwrtField является стандартный баррель воды в сутки.

Средняя интенсивность добычи воды по скважине относительно группы (Well Water Production Rate Average, сокращенно WellWaterAvgwrtPattern) - вычисляемая величина WellWaterAvgwrtPattern соотносит добычу воды из отдельной скважины с группой, в которую входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:

Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой воды, приходящегося на скважину в данной группе. Примером единицы измерения для WellWaterAvgwrtPattern является стандартный баррель воды в сутки.

Суммарная добыча жидкости в группе (Total Liquid Production in the Pattern, сокращенно PatternTotalLiqProdMean) - вычисляемая величина PatternTotalLiqProdMean представляет собой суммарную добычу жидкости (к примеру, комбинированную добычу воды и нефти) в группе и может быть вычислена следующим образом:

Примером единицы измерения для PatternTotalLiqProdMean является стандартный баррель в сутки.

Исходя из вышеприведенных различных параметров и вычисляемых величин могут определяться еще некоторые вычисляемые величины, что рассматривается далее. В широком смысле каждая из следующих вычисляемых величин может считаться представляющей собой нормированную величину, соотносящую эксплуатационные качества скважины (как по нефти, так и по воде) с группой и месторождением.

Индекс эксплуатационных качеств скважины по нефти относительно месторождения (Well Oil Performance Index with respect to the Field, сокращенно WellOilPerfwrtField) - вычисляемая величина WellOilPerfwrtField служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей нефти по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:

Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (6) видно, что WellOilPerfwrtField представляет собой безразмерное число.

Индекс эксплуатационных качеств скважины по нефти относительно группы (Well Oil Performance Index with respect to the Pattern, сокращенно WellOilPerfwrtPattern) - вычисляемая величина WellOilPerfwrtPattern служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей нефти по группе, и может быть вычислена следующим образом:

Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (7) видно, что WellOilPerfwrtPattern представляет собой безразмерное число.

Индекс эксплуатационных качеств скважины по воде относительно месторождения (Well Water Performance Index with respect to the Field, сокращенно WellWaterPerfwrtField) - вычисляемая величина WellWaterPerfwrtField служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей воды по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:

Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (8) видно, что WellWaterPerfwrtField представляет собой безразмерное число.

Индекс эксплуатационных качеств скважины по воде относительно группы (Well Water Performance Index with respect to the Pattern, сокращенно WellWaterPerfwrtPattern) - вычисляемая величина WellWaterPerfwrtPattern служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей воды в группе, и может быть вычислена следующим образом:

Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (9) видно, что WellWaterPerfwrtPattern представляет собой безразмерное число.

На основании вышеприведенных дополнительных вычисляемых величин, соотносящих эксплуатационные качества скважины с группой и с месторождением, можно дать характеристику прошлых и нынешних эксплуатационных качеств скважины по отношению к равным ей по уровню скважинам в группе и месторождении; однако, чтобы дважды не учитывать накладывающиеся влияния вкладов группы и месторождения в значение индекса текущих эксплуатационных качеств, могут использоваться определенные коэффициенты вклада. Примеры коэффициентов вклада представлены в нижеследующих абзацах.

Коэффициент текущего вклада месторождения в нефть скважины (Present Field Contribution Coefficient to Well Oil, сокращенно PFCCO) - вычисляемый коэффициент PFCCO учитывает добычу нефти по группе по отношению к добыче нефти по месторождению и может быть вычислен следующим образом:

Поскольку единицей измерения как PatternOilProdRealMean, так и FieldOilProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент PFCCO является безразмерным.

Коэффициент текущего вклада группы в нефть скважины (Present Pattern Contribution Coefficient to Well Oil, сокращенно PPCCO) - вычисляемый коэффициент PPCCO представляет собой характеристику группы, учитывающую добычу нефти по группе по отношению к добыче нефти по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:

Поскольку единицей измерения как PatternOilProdRealMean, так и FieldOilProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент РРССО является безразмерным.

Коэффициент текущего вклада месторождения в воду скважины (Present Field Contribution Coefficient to Well Water, сокращенно PFCCW) - вычисляемый коэффициент PFCCW учитывает добычу воды по группе по отношению к добыче воды по месторождению и может быть вычислен следующим образом:

Поскольку единицей измерения как PatternWaterProdRealMean, так и FieldWaterProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент PPCCW является безразмерным.

Коэффициент текущего вклада группы в воду скважины (Present Pattern Contribution Coefficient to Well Water, сокращенно PPCCW) - вычисляемый коэффициент PPCCW представляет собой характеристику группы, которая учитывает добычу воды в группе по отношению к добыче воды по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:

Поскольку единицей измерения как PatternWaterProdRealMean, так и FieldWaterProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент PPCCO является безразмерным.

ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ

Далее в настоящем раскрытии дается пример вычисления индекса текущих эксплуатационных качеств с использованием различных параметров, вычисленных выше. В частности, в некоторых вариантах осуществления изобретения индекс текущих эксплуатационных качеств скважины имеет пять компонентов: компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по нефти; компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по нефти; компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по воде; компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по воде; и компонент суммарного количества жидкости. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения индекс текущих эксплуатационных качеств для скважины может быть вычислен следующим образом:

где PPI представляет собой индекс текущих эксплуатационных качеств для скважины, FieldOilContr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по нефти, который может быть вычислен как

PattOilContr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по нефти, который может быть вычислен как

FieldH20Contr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по воде, который может быть вычислен как