Способ и инструмент для выбора параметров эксплуатации скважин на этапе заводнения зрелых нефтяных месторождений

1. Способ выбора параметров эксплуатации скважин на нефтяном месторождении, реализуемый по меньшей мере одним аппаратным процессором, содержащий следующие шаги:
получение/загрузка базового варианта режимов работы для подмножества скважин на нефтяном месторождении (т.е. текущих параметров эксплуатации) в среднесрочной перспективе (3-5 лет); базовый вариант режимов работы скважин представляет начальную итерацию оптимизации;
расчет среднесрочного прогноза профилей добычи (т.е. динамики добычи) для каждой скважины заданного подмножества в среднесрочной перспективе с использованием интегрированной модели, которая объединяет поверхностную инфраструктуру и фильтрационную модель пласта, на основании текущего варианта режимов работы скважин;
расчет модели снижения продуктивности пласта (или нескольких моделей или их комбинации), откалиброванной по среднесрочному прогнозу добычи, для аппроксимации долгосрочного прогноза добычи для подмножества скважин;
вычисление метрик эффективности на основе среднесрочного прогноза добычи, в том числе среднесрочной чистой приведенной стоимости, а так же на основе долгосрочного аппроксимированного прогноза добычи, в том числе КИН месторождения, с использованием экономической модели, которая содержит среднесрочную оценку цены реализации нефти и издержек при добыче нефти;
определение соответствия метрик эффективности заданному критерию;
при обнаружении несоответствия метрик эффективности заданному критерию происходит изменение текущего варианта режимов работы, повторный расчет прогноза и вычисление метрик эффективности до тех пор, пока заданный критерий не будет выполнен;
в случае соответствия метрик эффективности заданному критерию происходит проверка текущего варианта режимов работы для подмножества скважин и его корректировка на основании проверки;
отображение текущего варианта режимов работы для подмножества скважин в графическом интерфейсе пользователя;
генерация и передача сигнала для автоматического задания параметров эксплуатации скважины в соответствии с текущим вариантом режимов работы для подмножества скважин.
2. Способ по п. 1, при реализации которого базовый вариант режимов работы скважин предварительно определен: получен каким-либо экспертным способом или с помощью любой другой методики.
3. Способ по п. 1, при реализации которого параметры эксплуатации скважины содержат размеры устьевого штуцера.
4. Способ по п. 1, при реализации которого параметры эксплуатации скважины содержат частоту вращения электрических насосов.
5. Способ по п. 1, при реализации которого изменение текущего варианта режимов работы содержит предварительный выбор подмножества из исходного множества скважин и изменение текущего варианта режимов работы только для выбранного подмножества скважин.
6. Способ по п. 5, при реализации которого подмножество скважин выбирается путем реализации алгоритма кластеризации на основе среднесрочного прогноза добычи, при этом выбор добывающих и нагнетательных скважин осуществляется на основе критерия наибольшего воздействия на метрики эффективности.
7. Способ выбора параметров эксплуатации скважин на нефтяном месторождении, реализуемый по меньшей мере одним аппаратным процессором, содержащий следующие шаги:
получение базового перечня значений забойного давления для подмножества скважин на нефтяном месторождении (т.е. текущих параметров эксплуатации) в среднесрочной перспективе, причем базовый вариант режимов работы скважин представляет начальную итерацию оптимизации;
расчет среднесрочного прогноза профилей добычи для каждой скважины заданного подмножества в среднесрочной перспективе путем расчета фильтрационной модели с использованием текущего перечня значений забойного давления для подмножества скважин;
расчет модели снижения продуктивности пласта (или нескольких моделей или их комбинации), откалиброванной по среднесрочному прогнозу добычи, для аппроксимации долгосрочного прогноза добычи для подмножества скважин;
вычисление метрик эффективности на основе среднесрочного прогноза добычи, в том числе среднесрочной чистой приведенной стоимости, а так же на основе долгосрочного аппроксимированного прогноза добычи, в том числе КИН месторождения, путем реализации экономической модели, которая содержит среднесрочную оценку цены реализации нефти и издержек при добыче нефти;
определение соответствия метрик эффективности заданному критерию;
при обнаружении несоответствия метрик эффективности заданному критерию изменение текущего варианта режимов работы, повторный расчет прогноза и вычисление метрик эффективности до тех пор, пока заданный критерий не будет выполнен;
в случае несоответствия метрик эффективности заданному критерию проверка текущего перечня значений забойного давления для подмножества скважин и корректировка текущего варианта режимов работы на основании проверки;
преобразование перечня значений забойного давления в режимы работы скважин через калибровку интегрированной модели;
отображение текущего варианта режимов работы для подмножества скважин в графическом интерфейсе пользователя;
генерация и передача сигнала для автоматического задания параметров эксплуатации скважины в соответствии с текущим вариантом режимов работы для подмножества скважин.
8. Способ по п. 7, при реализации которого базовый вариант режимов работы скважин предварительно определен: получен каким-либо экспертным способом или с помощью любой другой методики.
9. Способ по п. 7, при реализации которого параметры эксплуатации скважины содержат размеры устьевого штуцера.
10. Способ по п. 7, при реализации которого параметры эксплуатации скважины содержат частоту вращения электрических насосов.
11. Способ по п. 7, при реализации которого изменение текущего варианта режимов работы содержит предварительный выбор подмножества из исходного множества скважин и изменение текущего варианта режимов работы только для выбранного подмножества.
12. Способ по п. 11, при реализации которого подмножество скважин выбирается путем реализации алгоритма кластеризации на основе среднесрочного прогноза добычи, при этом выбор добывающих и нагнетательных скважин осуществляется на основе критерия наибольшего воздействия на метрики эффективности.
13. Инструмент выбора параметров эксплуатации скважин для скважины на нефтяном месторождении, содержащий:
по меньшей мере один аппаратный процессор;
устройство отображения, функционально подключенное к аппаратному процессору;
по меньшей мере один аппаратный процессор, получающий базовый вариант режимов работы для подмножества скважин на нефтяном месторождении в среднесрочной перспективе, причем базовый вариант режимов работы скважин представляет начальную итерацию оптимизации;
по меньшей мере, один аппаратный процессор, рассчитывающий среднесрочный прогноз профилей добычи для каждой скважины заданного подмножества в среднесрочной перспективе с использованием интегрированной модели, которая объединяет поверхностную инфраструктуру и фильтрационную модель пласта, на основании текущего варианта режимов работы скважин для заданного подмножества;
по меньшей мере один аппаратный процессор, выполняющий расчет множества моделей снижения продуктивности пласта, откалиброванных по среднесрочному прогнозу добычи и аппроксимирующих долгосрочный прогноз добычи для подмножества скважин;
по меньшей мере один аппаратный процессор, определяющий метрики эффективности на основе среднесрочного прогноза добычи, в том числе среднесрочную чистую приведенную стоимость и на основе долгосрочных аппроксимированных прогнозов добычи, в том числе КИН месторождения, путем реализации экономической модели, которая содержит среднесрочную оценку цены реализации нефти и издержек производства;
по меньшей мере один аппаратный процессор, определяющий соответствие метрик эффективности заданному критерию;
по меньшей мере один аппаратный процессор в зависимости от соответствия или несоответствия метрик эффективности заданному критерию изменяющий текущий вариант режимов работы и повторяющий расчет прогноза и вычисление метрик эффективности до тех пор, пока заданный критерий не будет выполнен;
по меньшей мере один аппаратный процессор, который при соответствии метрик эффективности заданному критерию проверяет текущий вариант режимов работы для подмножества скважин и корректирует его на основании проверки;
по меньшей мере, один аппаратный процессор, выводящий на устройство отображения текущий вариант режимов работы скважин для подмножества скважин;
по меньшей мере, один аппаратный процессор, генерирующий и передающий сигнал для автоматического задания параметров эксплуатации скважины в соответствии с текущим вариантом режимов работы подмножества скважин.
14. Инструмент по п. 13, при реализации которого по меньшей мере один аппаратный процессор имеет подключение к устьевому штуцеру.
15. Инструмент по п. 13, при реализации которого базовый вариант режимов работы скважин предварительно определен.
16. Инструмент по п. 13, при реализации которого параметры эксплуатации скважины содержат размеры устьевого штуцера.
17. Инструмент по п. 13, при реализации которого параметры эксплуатации скважины содержат частоту вращения электрических насосов.
18. Инструмент по п. 13, при реализации которого изменение текущего варианта режимов работы содержит выбор подмножества из множества скважин и изменение текущего варианта режимов работы для выбранного подмножества скважин.
19. Инструмент по п. 18, при реализации которого подмножество скважин выбирается путем реализации алгоритма кластеризации на основе среднесрочного прогноза добычи, при этом выбор добывающих и нагнетательных скважин осуществляется на основе критерия наибольшего воздействия на метрики эффективности.
20. Машиночитаемое устройство хранения информации, на котором сохранена программа исполняемых машиной инструкций для осуществления способа выбора параметров эксплуатации скважин на нефтяном месторождении, причем в состав способа входят следующие шаги:
получение базового варианта режимов работы для подмножества скважин на нефтяном месторождении в среднесрочной перспективе; базовый вариант режимов работы скважин представляет начальную итерацию оптимизации;
расчет среднесрочного прогноза профилей добычи для каждой скважины заданного подмножества в среднесрочной перспективе с использованием интегрированной модели, которая объединяет поверхностную инфраструктуру и фильтрационную модель пласта, на основании текущего варианта режимов работы скважин;
расчет множества моделей снижения продуктивности пласта, откалиброванных по среднесрочному прогнозу добычи и аппроксимирующих долгосрочный прогноз добычи для подмножества скважин;
вычисление метрик эффективности на основе среднесрочного прогноза добычи, в том числе среднесрочной чистой приведенной стоимости, и на основе долгосрочного аппроксимированного прогноза добычи, в том числе КИН месторождения, путем реализации экономической модели, которая содержит среднесрочную оценку цены реализации нефти и издержек производства;
определение соответствия метрик эффективности заданному критерию;
при обнаружении несоответствия метрик эффективности заданному критерию изменение текущего варианта режимов работы, повторный расчет прогноза и вычисление метрик эффективности до тех пор, пока заданный критерий не будет выполнен;
в случае соответствия метрик эффективности заданному критерию проверка текущего варианта режимов работы для подмножества скважин и его корректировка на основании проверки;
отображение текущего варианта режимов работы для подмножества скважин в графическом интерфейсе пользователя;
генерация и передача сигнала для автоматического задания параметров эксплуатации скважины в соответствии с текущим вариантом режимов работы для подмножества скважин.