МОНИТОРИНГ И ДИАГНОСТИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ДАННЫХ ОБВОДНЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ДАННЫХ
MONITORING AND DIAGNOSTICS OF FLOODED RESERVOIRS DATA USING OPERATIONAL DATA

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ЗАЯВКИ
Эта заявка испрашивает приоритет по обычной заявке на патент США № 13/670836, "Monitoring and Diagnosing Water Flooded Reservoirs Using Production Data", поданой 7 ноября 2012 года, авторы G.Carvajal, D.Vashisth, F.Wang, A.S.Cullick and F.N. Md Adnan, которая испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США № 61/677996, "Monitoring and Diagnosing Reservoirs", поданой 31 июля 2012 года, авторы G.Carvajal, D.Vashisth, F.Wang, A.S.Cullick and F.N. Md Adnan, которая включена сюда по ссылке.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Операторы нефтяных месторождений тратят значительные ресурсы на улучшение добычи углеводородов из резервуаров с одновременным уменьшением стоимости добычи. Для достижения этих целей инженеры по эксплуатации осуществляют мониторинг текущего состояния резервуара и пытаются спрогнозировать будущее поведение заданного набора текущих и/или заданных условий. Мониторинг резервуаров, иногда называемый контролем параметров резервуара, включает в себя сбор и отслеживание данных околоскважинных эксплуатационных измерений изнутри и вокруг скважин резервуара. Такие данные могут быть собраны с использованием датчиков, установленных вдоль насосно-компрессорной трубы, введенной в скважину. Данные могут включать в себя, но не ограничены ими, насыщенность водой, водную и нефтяную фракции, давление флюида и скорости потока флюида и обычно собираются через фиксированные регулярные интервалы времени (например, один раз в минуту), и их мониторинг осуществляется в режиме реального времени персоналом месторождения. После того как данные собраны, они обычно архивируются в базе данных.
Собранные эксплуатационные данные, однако, большей частью отражают условия непосредственно вокруг скважин резервуара. Для обеспечения более полной картины состояния резервуара имитации выполняются как часть контроля параметров работы скважины, которые моделируют общее поведение всего резервуара на основании собранных данных, как текущих, так и исторических. Эти имитации прогнозируют общее текущее состояние резервуара, создавая имитационные значения межскважинных данных на ближних и дальних расстояниях от скважины. Имитационные призабойные межскважинные данные регулярно сравниваются с данными призабойных измерений, при этом параметры моделирования корректируются при необходимости для уменьшения ошибки между имитационными данными и данными измерений. После корректировки имитационные межскважинные данные с ближних и дальних расстояний от скважины могут считаться надежными для оценки состояния резервуара.
Имитационные модели также используются для прогнозирования будущего поведения резервуара на основании условий резервуара, введенных оператором имитационной модели. Эти условия могут быть текущими условиями, измеренными и/или смоделированными во время контроля параметров работы скважины, или теоретическими условиями, введенными пользователем для оценки того, какое влияние на будущую эксплуатацию могут оказать сделанные изменения. Например, там, где планируются или уже реализуются работы по повышению извлечения нефти, изменения в расположении и работе нагнетательных и добывающих скважин могут быть оценены как до начала работ, так и в процессе эксплуатации резервуара.
Имитации резервуара, в особенности те, что выполняют полные физические имитации численными методами на больших резервуарах, требуют большого объема вычислений и могут занимать часы и даже дни для выполнения. Это происходит вследствие сложности имитации и огромного количества обрабатываемых данных. Поэтому нет ничего необычного в том, что имитации всего резервуара проводятся раз в месяц. В результате, полное влияние операционных изменений на резервуар (например, изменения в скоростях нагнетания воды при повышенном извлечении нефти) может оставаться неизвестным вплоть до месяца. Далее, имитации обычно проводятся инженерами, которые анализируют имитационные межскважинные данные в офисе, а не на месторождении, в то время как персонал месторождения полагается преимущественно на данные околоскважинных измерений для мониторинга текущего состояния резервуара. И инженерный персонал, и персонал на месторождении может иметь выгоду, обладая обоими наборами данных (имитационными межскважинными данными и данными околоскважинных измерений), представленных в виде, который позволяет сравнивать их осмысленным образом для упрощения оценки общего состояния резервуара.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Лучшее понимание различных раскрытых вариантов осуществления может быть получено, когда следующее подробное описание рассматривается в соединении с приложенными чертежами, на которых:
Фиг. 1 показывает добывающую скважину с инструментами, которые являются источником данных межскважинных измерений, подходящих для мониторинга и диагностики резервуара.
Фиг. 2 показывает иллюстративную карту мониторинга и диагностики резервуара с индикаторами.
Фиг. 3 показывает иллюстративный поток данных эксплуатации резервуара.
Фиг. 4 показывает иллюстративный способ мониторинга и диагностики резервуара.
Фиг. 5 показывает иллюстративную систему сбора и обработки данных, подходящую для реализации основанных на программном обеспечении вариантов осуществления раскрытых здесь систем и способов.
Следует понимать, что чертежи и соответствующее подробное описание не ограничивает раскрытие, но, наоборот, они обеспечивают основу для понимания всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, попадающих в объем прилагаемой формулы изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Следующие параграфы описывают различные иллюстративные системы и способы для мониторинга и диагностики резервуаров (например, нефтяных и газовых резервуаров) с использованием данных околоскважинных эксплуатационных измерений, с которыми ассоциированы эксплуатационные индикаторы, и собранных из скважин в пределах резервуара. Сначала будет описана иллюстративная добывающая скважина, сконфигурированная подходящим образом для сбора данных околоскважинных эксплуатационных измерений, затем будет описана карта резервуара, полученная из собранных данных с использованием раскрытой системы и способов. Затем будет описана высокоуровневая диаграмма потоков околоскважинных эксплуатационных данных и интеграция данных в процесс мониторинга и диагностики резервуара вместе со способом для выполнения мониторинга и диагностики резервуара. И, наконец, будут подробно описаны система сбора и обработки данных, подходящая для обработки данных околоскважинных эксплуатационных измерений, и выполнение основанных на программном обеспечении вариантов осуществления раскрытых способов.
Описанные здесь системы и способы работают на данных околоскважинных эксплуатационных измерений, собранных из скважин в пределах резервуара, таких, которые можно найти на нефте- и газодобывающих месторождениях. Такие месторождения обычно включают в себя множество добывающих скважин, которые обеспечивают доступ к флюидам резервуара под землей. Данные околоскважинных эксплуатационных измерений собираются регулярно из каждой добывающей скважины для отслеживания изменений условий в резервуаре. Фиг. 1 показывает пример добывающей скважины 102, которая была пробурена с поверхности земли. Такие скважины обычно бурятся на глубину до десяти тысяч футов или более и могут простираться горизонтально на, возможно, вдвое большее расстояние. Добывающая скважина также включает в себя устье 104 обсадной колонны и обсадную колонну 106, вместе закрепленные по месту с помощью цемента 103. Противовыбросовый превентор (ПВП) 108 подсоединен к устью 106 обсадной колонны и устью 110 насосно-компрессорной трубы, которые вместе изолируются в устье скважины и позволяют извлекать флюиды из скважины безопасным и контролируемым образом.
Использование измерительных устройств, постоянно установленных в скважине, облегчает мониторинг скважины. Различные приемопередатчики отправляют на поверхность сигналы, которые могут быть сохранены, оценены и использованы для мониторинга скважинных операций. Околоскважинные измерения периодически выполняются на добывающей скважине и совмещаются с измерениями из других скважин резервуара, делая возможным мониторинг, имитацию и оценку общего состоянии резервуара. Эти измерения могут быть выполнены с использованием различных скважинных и наземных инструментов, включающих у себя, но не ограниченных ими, датчик 118 температуры и давления и расходомер 120. Дополнительные устройства, также подсоединенные в линию вдоль добывающей насосно-компрессорной трубы 112, включают в себя скважинный дроссель 116 (используемый для изменения ограничения потока флюида), электрический погружной насос (ЭПН) 122 (который всасывает флюид, текущий из перфораций 125 снаружи ЭПН 122 и добывающей насосно-компрессорной трубы 112), мотор 124 ЭПН (приводящий в действие ЭПН 122) и пэкер 114 (изолирующий зону добычи ниже пэкера от остальной скважины). Дополнительные измерительные устройства могут быть использованы для измерения, например, давления в устье насосно-компрессорной трубы и потребления электрической энергии мотором 124 ЭПН. Несмотря на то, что пример на фиг. 1 показывает скважину, включающую в себя ЭПН, раскрытые системы и способы могут также быть использованы со скважинами, которые включают в себя другие системы для обеспечения извлечения флюидов (например, газлифтные системы), или со скважинами без таких вспомогательных систем, которые полагаются на давление, уже имеющееся в формации и/или созданное нагнетающими скважинами.
Каждое из устройств вдоль добывающей насосно-компрессорной трубы 112 подсоединено к кабелю 128, который закреплен снаружи насосно-компрессорной трубы 112 и идет на поверхность через противовыбросовый превентор 108, где он подсоединяется к панели 132 управления. Кабель 128 обеспечивает электроэнергию для устройств, к которым он подсоединен, а также сигнальные линии (электрические, оптические и так далее), которые делают возможной передачу управляющих сигналов с поверхности к скважинным устройствам, и для телеметрических сигналов, полученных на поверхности от скважинных устройств. Контроль и мониторинг устройств может осуществляться локально персоналом месторождения с использованием пользовательского интерфейса, встроенного в панель 132 управления, или может осуществляться с помощью компьютерной системы 45. Соединение между панелью 132 управления и компьютерной системой 45 может осуществляться через беспроводную сеть (например, сотовую сеть), через кабельную сеть (например, кабельное соединение с Интернетом) или через сочетание беспроводных и кабельных сетей.
Продолжая рассмотрение примера на фиг. 1, панель 132 управления включает в себя удаленное терминальное устройство, которое собирает данные от скважинных измерительных устройств и направляет их в систему диспетчерского сбора и контроля данных (СДСКД), которая является частью компьютерной системы 45. В показанном иллюстративном варианте осуществления компьютерная система 45 включает в себя набор компактных серверов 54 с несколькими процессорными блоками, по меньшей мере, некоторые из которых обеспечивают описанную выше функциональность СДСКД. Другие процессорные блоки могут быть использованы для реализации раскрытого мониторинга и диагностики резервуара. Компьютерная система 45 также включает в себя пользовательскую рабочую станцию 51, которая включает в себя общую систему 46 обработки. И процессорные блоки компактного сервера 54, и общая система 46 обработки предпочтительно сконфигурированы при помощи программного обеспечения, показанного на фиг. 1 в виде съемного энергонезависимого (то есть, постоянного) носителя 52 для хранения информации, для обработки собранных данных скважины и газлифтной системы. Программное обеспечение может также включать в себя загружаемое программное обеспечение, доступ к которому осуществляется через сеть (например, через Интернет). Общая система 46 обработки подсоединена к устройству 48 отображения и устройству 50 пользовательского ввода для обеспечения взаимодействия оператора с системным программным обеспечением 52. В качестве альтернативы, устройство отображения 48 и устройство 50 пользовательского ввода могут быть подсоединены к процессорному блоку внутри компактного сервера 54, который работает как обычная система 46 обработки пользовательской рабочей станции 51.
2
Данные околоскважинных измерений, полученные из скважин, могут быть обработаны описанным выше программным обеспечением, как это описано более подробно ниже, для получения сводного экрана с условиями резервуара. Полученные данные могут быть обработаны и/или отображены в режиме реального времени, то есть по мере получения данных. В общем, задержки до нескольких минут могут рассматриваться как находящиеся в пределах обработки в режиме реального времени. Данные могут быть сохранены (в исходном или обработанном виде) в виде исторических данных для последующего использования и дополнительной обработки. Иллюстративный экран, показанный на фиг. 2, включает в себя карту 200 резервуара, которая представляет местоположения нагнетающих скважин 240-244 и добывающих скважин 202-236 на затененном фоне. Нагнетающие скважины нагнетают флюиды в резервуар для того, чтобы заставить нефть и газ в резервуаре выходить из добывающей скважины. Несмотря на то, что обычно закачивается вода, другие флюиды и/или газы, такие как CO, могут использоваться вместо воды или в дополнение к ней. В показанном примере вода используется как нагнетаемый флюид, и затенение фона отражает степень обводненности резервуара, в соответствии с пояснительной надписью внизу карты 200, которая варьируется в разных областях карты. Отображенные в виде фона данные по обводненности основаны на результатах имитации, которая прогнозирует общее межскважинное состояние резервуара.
Каждая нагнетающая скважина и одна или более добывающих скважин образуют группу, называемую "схемой размещения", при этом некоторые добывающие скважины принадлежат одной или более схемам размещения. В иллюстративном примере, показанном на фиг. 2, определены три схемы размещения: первая, включающая в себя нагнетающую скважину 240 и добывающие скважины 202-218; вторая, включающая в себя нагнетающую скважину 242 и добывающие скважины 214-226; и третья, включающая себя нагнетающую скважину 244 и добывающие скважины 224-236. Схемы размещения очерчены воображаемыми линиями, соединяющими соответствующие добывающие скважины. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, когда выбирается схема размещения, добывающие скважины и соответствующие соединяющие линии подсвечиваются, как показано на третьей схеме размещения.
Дополнительно, отображаются круговые диаграммы, которые отображают нефтяную и водную фракции для каждой добывающей скважины. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления круговые диаграммы отображают данные по мере их поступления (то есть в режиме реального времени). На фиг. 2, например, водная фракция отражена более темным сегментом, которая может быть меньше или больше в зависимости от относительного процентного содержания воды, вытекающей из добывающей скважины в заданный отображаемый момент времени (например, в точный или близкий к текущему момент времени для отображения в режиме реального времени). По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления точные значения нефтяной и водной фракций для добывающей скважины отображаются, когда пользователь перемещает курсор (например, с использованием мыши) на круговой диаграмме для соответствующей скважины. В других вариантах осуществления пользователь нажимает кнопку мыши на круговой диаграмме для того, чтобы посмотреть точные значения нефтяной и водной фракций.
В дополнение к обводненности, нефтяной и водной фракциям, экран сводной информации на фиг. 2 также показывает индикаторы сверху карты 200, отражающие выбранный набор ключевых показателей эффективности (КПЭ) для выбранной схемы размещения. В показанном примере эти индикаторы отражают коэффициент компенсации отбора, номинальное давление, коэффициент объемного заполнения и коэффициент вытеснения, которые получаются из собранных данных околоскважинных измерений. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления затененные и/или подсвеченные области на каждом индикаторе показывают приемлемые или неприемлемые диапазоны значений, отображаемых индикатором. Экран сводной информации, таким образом, представляет сочетание имитационных межскважинных данных (c ближних и дальних расстояний от скважины) и данных околоскважинных измерений, которые помогают пользователю оценить общие условия резервуара.
Для того чтобы быть представленными на описанной выше карте резервуара, данные околоскважинных измерений должны пройти значительную обработку. Фиг. 3 и фиг. 4, соответственно, показывают иллюстративный поток 300 данных околоскважинных измерений и иллюстративный способ 400 для обработки данных. Данные околоскважинных измерений отбираются из каждой скважины для одной или более схем размещения и сохраняются в базу 302 данных реального режима времени и историческую базу 306 данных на фиг. 3 (блок 402 на фиг. 4). Исходные эксплуатационные данные извлекаются из базы 302 данных режима реального времени и направляются на обработку 304 эксплуатационных данных (блок 404). Эта обработка данных производит мгновенные значения для каждой точки времени, в которой исходные околоскважинные данные были измерены. Финальные обработанные эксплуатационные данные могут включать в себя, например, данные о нефтяной и водной фракциях, данные о давлении и температуре в устье скважины и данные о давлении и температуре в забое. Финальные обработанные эксплуатационные данные направляются на экран 320 пользовательского интерфейса для последующего представления. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, например, данные о водной и нефтяной фракции представлены в виде сегментов круговой диаграммы суммарных водной и нефтяной фракций резервуара (и значений при их выборе), как показано на фиг. 2. В других иллюстративных вариантах осуществления устьевые и забойные давления и температуры для конкретной скважины могут быть отображены поверх (например, при нажатии кнопки мыши на скважине). Пользователь может выбрать отображение эксплуатационных данных по мере их сбора в режиме реального времени, может выбрать отображение эксплуатационных данных в конкретной точке времени в прошлом или может выбрать отображение последовательности исторических значений эксплуатационных данных для того, чтобы видеть их изменение в течение времени.
Продолжая рассмотрение фиг. 3 и фиг. 4, исторические данные извлекаются подобным образом из исторической базы 306 данных. Эти данные представляют данные, собираемые на протяжении периода времени (например, 24 часа, 7 дней, один месяц и так далее), которые агрегируются для получения консолидированных данных (блок 406), которые включают в себя, но не ограничены ими, среднее количество нефти, газа и воды, добытых за период времени, а также средние скорости нагнетания воды за этот же период. Эти консолидированных данные направляются на полнофизическое численное моделирование 314 (блок 408), которое производит и сохраняет свои результаты в базе 316 данных результатов полнофизического численного моделирования. Имитационные межскважинные данные обводненности для каждой имитационной ячейки в пределах отображаемой области карты извлекаются из базы 316 данных результатов моделирования и используются при генерации 310 карты обводненности для генерации карты обводненности резервуара (блок 410), которая представляется через экран 320 пользовательского интерфейса в виде фона карты 200 резервуара на фиг. 2 (блок 412). Ранее рассчитанные данные нефтяной/водной фракции и/или другие обработанные эксплуатационные данные отображаются поверх результирующей карты резервуара (блок 414). Выбранные данные результатов полнофизического численного моделирования из базы 316 данных результатов полнофизического численного моделирования являются входными данными для аналитического моделирования и генерации КПЭ 318. КПЭ включают в себя, но не ограничены ими, давление резервуара, скорости течения нефти, газа и воды в резервуаре и объемы нефти, газа и воды в резервуаре. В то время как варианты осуществления на фиг. 3 и фиг. 4 используют КПЭ (как общепринятый термин в данной области техники), другие иллюстративные варианты осуществления могут использовать другие индикаторы производительности или сочетание КПЭ с другими индикаторами. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления смоделированное состояние резервуара в конце каждого периодического запуска модели (например, ежемесячный запуск) сохраняется и используется позже следующим ежемесячным запуском в виде начальной точки состояния резервуара. Аналитическое моделирование и генерация КПЭ 318 используют результаты имитации для получения данных индикаторов КПЭ (блок 416), направляемых на экран 320 пользовательского интерфейса и отображаемых индикаторами производительности на фиг. 2 (блок 418), заканчивая способ 400 (блок 420). Расчеты для каждого значения индикатора КПЭ описаны более подробно ниже.
Существует множество различных вариантов осуществления, подходящих для реализации способа 400, включая основанную на программном обеспечении компьютерную систему 500 общего назначения на фиг. 5. В показанном иллюстративном варианте осуществления данные межскважинных измерений каждой скважины направляются в систему 510 сбора данных, которая подсоединена к подсистеме 530 обработки цифровых данных общего назначения (ОЦДОН) и к подсистеме 520 хранения данных. Данные межскважинных измерений направляются в подсистему 530 ОЦДОН для обработки и в подсистему 520 хранения данных для хранения и последующего извлечения. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления подсистема 520 хранения данных включает в себя базы данных для данных реального времени, исторических данных и результатов полнофизического численного моделирования. В других иллюстративных вариантах осуществления система 500 расположена в дата-центре, а не вблизи резервуара, при этом данные околоскважинных измерений передаются системе сбора данных через сеть связи (например, спутник, телекоммуникации или Интернет). Подсистема 530 ОЦДОН также подсоединена к подсистеме 550 пользовательского интерфейса, который дает возможность пользователю системы взаимодействовать с системой посредством таких устройств ввода/вывода, как, например, клавиатура, мышь и экран.
В иллюстративном варианте осуществления на фиг. 5 модули программного обеспечения выполняются подсистемой 530 ОЦДОН, каждый из которых исполняет различные части способа 400 на фиг. 4. Таким образом, например, модуль 532 сбора/хранения данных выполняет функции блока 402; модуль 534 обработки эксплуатационных данных выполняет функции блока 404; модуль 536 консолидированных вычислений выполняет функции блока 406; модуль 535 полнофизического численного моделирования выполняет функции блока 408; модуль 538 генерации карты и представления выполняет функции блоков 410-412; модуль 540 наложения выполняет функции блока 414; модуль 542 аналитического моделирования и расчета КПЭ выполняет функции блока 416; модуль 544 представления КПЭ выполняет функции блока 418.
Иллюстративный вариант осуществления на фиг. 5 также включает в себя модуль 546 обнаружения отклонений, который осуществляет мониторинг КПЭ и подает сигнал, если значение КПЭ отклоняется от номинального значения (например, 1,0 для коэффициента компенсации отбора) на величину, большую, чем заранее определенное пороговое значение (например, ±0,1). В других иллюстративных вариантах осуществления такое отклонение может в качестве альтернативы или дополнительно запускать генерацию рекомендации, которая предлагает конкретный набор действий для корректировки отклонения (например, увеличение или уменьшение скорости потоков нагнетания в одной или более нагнетательных скважинах). Некоторые сигналы и/или рекомендации могут быть вызваны независимо, когда превышаются раздельно определенные пороговые значения, в то время как другие могут быть вызваны вместе, когда превышается одно пороговое значение.
Модуль 542 аналитического моделирования и расчета КПЭ использует результаты, полученные модулем 535 полнофизического численного моделирования для получения значения каждого из индикаторов производительности, отображаемых индикаторами 270-276 производительности на фиг. 2. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления значения индикаторов производительности на фиг. 2 вычисляются следующим образом:
Коэффициент компенсации отбора (или нарастающий или мгновенный):
winf
o
w
g
где Vol является объемом введенной воды, Vol является объемом добытой нефти, Vol является объемом добытой воды, и Vol является объемом добытого газа;
Номинальное давление:
avg
target
где P является средним давлением для выбранной схемы размещения, и P является целевым давлением резервуара;
Коэффициент объемного заполнения:
o
wp
где Cum является нарастающим значением добычи нефти в миллионах баррелей нефти, приведенной к нормальным условиям, в конкретный момент времени, OOIP является исходным количеством нефти по месту в миллионах баррелей нефти, приведенной к нормальным условиям, и S является средней обводненностью выбранной схемы размещения; и
Коэффициент вытеснения:
wp
wi
где S является средней обводненностью выбранной схемы размещения, и S является начальной обводненностью выбранной схемы размещения.
Путем совмещения данных околоскважинных измерений и имитационных межскважинных данных на одном экране с использованием описанного потока данных операторы резервуара могут осуществлять мониторинг состояния резервуара, быстро диагностировать проблемы и оценивать эффективность корректирующих действий после их применения. Например, коэффициент компенсации отбора может быть использован для определения, нуждается ли данная схема размещения в большем или меньшем количестве воды, и позже оценить, имели ли желаемый результат предпринятые изменения для выполнения коррекции. Мониторинг номинального давления может быть эффективным при гарантировании того, что давление в резервуаре поддерживается на уровне, необходимом для извлечения флюидов резервуара без неприемлемых потерь углеводородов. Мониторинг коэффициента объемного заполнения обеспечивает макроиндикацию того, как много нефти было замещено водой, и, таким образом, эффективность вымывания нефти водой. Мониторинг коэффициента вытеснения является похожим на мониторинг коэффициента объемного заполнения, но вместо этого обеспечивает информацию на микро- или поровом уровне.
Для каждого индикатора производительности отображаемые данные обеспечивают критерий оценки состояния резервуара, отображение проблем по мере их возникновения и информацию, которая позволяет оператору резервуара своевременно диагностировать и решать проблему. Если, например, показание номинального давления схемы размещения находится ниже желаемого уровня, инженер резервуара, используя раскрытые системы и способы, может провести серию имитаций с использованием текущего смоделированного состояния резервуара в качестве начальной точки для тестирования возможных решений, предназначенных для увеличения номинального давления схемы размещения. Как только решение найдено, смоделированные околоскважинные данные (например, измерения фракции воды) могут быть записаны и переданы персоналу месторождения, который затем может осуществлять мониторинг данных околоскважинных измерений после того, как решение было применено на месторождении (например, увеличивая скорость потока нагнетания воды в нагнетающей скважине схемы размещения), и проверять, достигает ли решение желаемых результатов. Это позволяет операторам предпринимать дальнейшие действия при необходимости немедленно, если решение не приносит желаемых результатов, а не ждать месяц, когда следующий регулярный запуск интегрирует околоскважинные данные, собранные после применения решения. Возможность одновременно просматривать и сравнивать данные околоскважинных измерений и смоделированные межскважинные данные может быть использована для более рациональной и эффективной разработки резервуаров во время эксплуатации.
Множество других модификаций, эквивалентов и альтернатив станут понятны специалистам в данной области техники при полном рассмотрении приведенного выше раскрытия. Например, несмотря на то, что, по меньшей мере, некоторые реализации программного обеспечения были описаны как включающие в себя модули, выполняющие конкретные функции, другие варианты осуществления могут включать в себя программное обеспечение, которое совмещает в себе функции описанных здесь модулей. Также предполагается, что при увеличении производительности компьютерной системы в будущем может быть возможным запускать описанные выше имитации на более коротком промежутке времени с использованием гораздо более компактного оборудования, делая возможным выполнение имитаций более частым (например, еженедельно и даже ежедневно), с использованием систем на месте или в каротажных тягачах. Дополнительно, несмотря на то, что конкретные значения околоскважинных измерений (например, водных фракций) и смоделированных индикаторов общей производительности (например, номинальное давление) были представлены как наблюдаемые и графически объединенные значения, множество других значений околоскважинных измерений и смоделированных общих значений, а также значений, рассчитанных и/или выведенных из значений в режиме реального времени или исторических значений, может подходить для получения экранов с общей информацией аналогично иллюстративному примеру на фиг. 2, и все такие значения и результирующие экраны попадают в объем настоящего раскрытия. Далее, несмотря на то, что термин "смоделированные межскважинные данные" используется для описания смоделированных данных между двумя или более скважинами, также предполагается включать смоделированные данные вблизи или на расстоянии от одной скважины, необязательно расположенной между упомянутой скважиной и другой скважиной (например, смоделированные данные, удаленные от скважины, расположенной на внешнем крае резервуара). Предполагается, что следующая формула изобретения должна интерпретироваться как охватывающая все такие модификации, эквиваленты и альтернативы там, где этот применимо.