СПОСОБ И СИСТЕМА ВЫБОРА УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ
METHOD AND SYSTEM FOR SELECTION OF HYDROCARBON WELLS FOR OPERATIONAL TESTS

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Эксплуатационные испытания ранее законченных углеводородных скважин представляют собой способ, в соответствии с которым в передвижную установку, содержащую различные измерительные приборы, сепараторы и подогреватели, отводят поток углеводородов из углеводородной скважины, пропуская его через оборудование передвижной установки до того, как он втекает в продуктопровод. Благодаря временному отводу можно определять различные параметры, связанные с потоком углеводородов, такие как расход нефти, расход газа, содержание воды, давление на устье скважины и т.п. После испытания углеводородную скважину снова соединяют с продуктопроводом. В некоторых ситуациях испытание скважины может быть выполнено в течение одного дня.
Во многих случаях различные параметры, измеренные в течение одного дня, преобразуют в предполагаемые расходы для углеводородной скважины на протяжении относительно продолжительного периода времени, такого как три месяца или год. То есть, физическое лицо, несущее ответственность за скважины на месторождении, может измерять суммарный поток углеводородов с месторождения на удаленном месте и затем относить часть суммарного потока углеводородов с месторождения к каждой скважине на основании диагностических параметров скважин. Если изменения потока углеводородов случаются на конкретной скважине, такие изменения могут оставаться неизвестными или отнесение потока не может быть сделано надлежащим образом до тех пор, пока при следующем испытании скважины изменение не выявится. Издавна испытания углеводородных скважин проводят по скользящему графику, приблизительно в последовательном порядке, основываясь на времени, прошедшем после последнего испытания скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для подробного описания примеров вариантов осуществления теперь будет сделано обращение к сопровождающим чертежам, на которых:
Фиг. 1 - перспективный вид разрабатываемого месторождения углеводородов согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления;
Фиг. 2 - структурная схема системы согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления;
Фиг. 3 - иллюстрация способа согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления;
Фиг. 4 - вид пользовательского интерфейса согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления; и
Фиг. 5 - структурная схема компьютерной системы согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления.
СИСТЕМА ОБОЗНАЧЕНИЙ И ТЕРМИНОЛОГИЯ
Определенные термины используются на всем протяжении нижеследующего описания и в формуле изобретения для обозначения конкретных компонентов системы. Как должно быть понятно специалисту в соответствующей области техники, различные компании могут приписывать компоненту различные названия. Этот документ не предназначен для проведения различий между компонентами, которые различаются по названию, но не по функции. В нижеследующем рассмотрении и в формуле изобретения термины «включающий» и «содержащий» используются в неограничивающей форме и поэтому должны интерпретироваться как имеющие значение «включающий, но не ограниченный…». Кроме того, термин «соединение» или «соединен» предполагается означающим непрямое или прямое соединение. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, то соединение может осуществляться посредством прямого соединения или посредством непрямого соединения.
«Параметр добычи» означает измеряемое значение, связанное с углеводородами, вытекающими из скважины. Индикацию воды, добываемой одновременно с углеводородами, следует считать параметром воды.
«Испытание скважины» и «эксплуатационное испытание» следует относить к периодическому измерению параметров, касающихся потока углеводородов из углеводородной скважины, измерению переносным оборудованием, отличающимся от измерительного оборудования, постоянно или полупостоянно устанавливаемого на углеводородной скважине.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Нижеследующее рассмотрение обращено к различным вариантам осуществления изобретения. Хотя один или несколько из этих вариантов осуществления могут быть предпочтительными, раскрываемые варианты осуществления не следует интерпретировать или иным образом использовать как ограничивающие объем раскрытия или формулы изобретения. Кроме того, специалист в соответствующей области техники должен понимать, что нижеследующее описание имеет широкую применимость, а при рассмотрении любого варианта осуществления имеется в виду только пример этого варианта осуществления и не подразумевается, что объем раскрытия или формула изобретения ограничивается этим вариантом осуществления.
По меньшей мере некоторые из различных вариантов осуществления обращены к способам и системам выбора углеводородных скважин для эксплуатационных испытаний. Более конкретно, по меньшей мере некоторые варианты осуществления обращены к реализуемой компьютером методологии выбора, в которой учитываются не только временной интервал после выполнения последнего испытания скважины, но также и другие параметры, которые могут показывать, что время и денежные затраты на испытание скважины могут быть более выгодно потрачены на испытание углеводородной скважины, которая на основании всего лишь временной перспективы не должна выбираться для испытания. Параметры, на основании которых принимают решение об испытании скважины, могут быть параметрами добычи, параметрами, не связанными с добычей (например, параметрами, измеряемыми во время приостановки процедуры), или параметрами, связанными с другими скважинами, не выбранными для эксплуатационных испытаний. Описание сначала будет сосредоточено на типичном разрабатываемом месторождении углеводородов, чтобы обратить внимание читателя на рассматриваемую физическую структуру, и затем на различных вариантах осуществления выбора углеводородных скважин для испытаний.
На фиг. 1 показан перспективный вид разрабатываемого месторождения углеводородов согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления. В частности, разрабатываемое месторождение углеводородов содержит множество буровых скважин. Некоторые буровые скважины представляют собой буровые скважины, из которых углеводороды вытекают (то есть, углеводородные скважины), а другие буровые скважины используют, чтобы нагнетать флюиды для добычи вторичным методом, такие как вода или сжатый диоксид углерода (то есть, нагнетательные скважины). В показанном на фиг. 1 случае буровые скважины 100 (обозначенные с 100А по 100Н) представляют собой углеводородные скважины, а буровые скважины 102 (обозначенные 102А и 102В) представляют собой нагнетательные скважины. На фиг. 1 положение каждой буровой скважины символически показано комплектом клапанов, в отрасли промышленности иногда называемым «елкой», прежде всего на основании формы. При наблюдении сверху положение каждой буровой скважины может казаться случайным, но в большинстве случаев схема расположения обеспечивает повышение извлечения углеводородов из нижележащего пласта (не показанного на фиг. 1).
Чтобы собирать добываемые углеводороды для продажи, месторождение углеводородов снабжено одним или несколькими эксплуатационными трубопроводами (в некоторых случаях продуктопроводами). На фиг. 1 в продуктопроводе 104 собираются углеводороды из показанных углеводородных скважин 100A-100D, а в продуктопроводе 106 собираются углеводороды из показанных углеводородных скважин 100Е-100G. Продуктопроводы 104 и 106 соединены друг с другом в точке 108 и после нее углеводороды втекают в измерительное устройство 110.
В некоторых случаях флюид для добычи вторичным методом доставляют к нагнетательным скважинам на грузовых автомобилях и поэтому флюид для добычи вторичным методом может закачиваться в пласт только периодически (например, каждый день, каждую неделю). Как показано, согласно другим вариантам осуществления флюид для добычи вторичным методом подается под давлением в нагнетательные скважины 102А и 102В по трубопроводу 112.
Разрабатываемое месторождение углеводородов из фиг. 1 для примера имеет восемь углеводородных скважин и две нагнетательные скважины, однако количество скважин дано только для примера. На практике разрабатываемое месторождение углеводородов может иметь много десятков или даже сотен контролируемых буровых скважин. На чертеже из фиг. 1 представлено ограниченное количество буровых скважин, чтобы чрезмерно не усложнять чертеж и рассмотрение, но не следует толковать это как ограничение применимости различных вариантов осуществления.
Согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления каждая углеводородная скважина 100 имеет по меньшей мере один измерительный прибор, а в некоторых случаях больше одного измерительного прибора для измерения параметров, связанных с добычей углеводородов. На фиг. 1 показаны измерительные приборы, такие как приборы 114А-114Н, каждый один из которых связан с одной из углеводородных скважин 100А-100Н. Измерительные приборы могут иметь многие формы и измерительные приборы необязательно должны быть одинаковыми для всех углеводородных скважин 100. В некоторых случаях измерительный прибор может зависеть от вида используемого подъемника (например, электрического погружного, газового подъемника, качалки упрощенного типа для глубинных насосов). В других случаях измерительный прибор на углеводородной скважине может быть выбран на основании конкретного качества добываемых углеводородов, например, при наличии тенденции к добыче избыточной воды. С учетом идеи, заключающейся в том, что возможны многочисленные изменения относительно выбора измерительных приборов даже для подобным образом расположенных скважин, теперь описание будет обращено к перечню примеров таких приборов.
В некоторых случаях один или несколько измерительных приборов 114 могут быть многофазными расходомерами. Многофазный расходомер обладает способностью не только измерения потока углеводородов с точки зрения объема, но также дает показатель смешения нефти и газа в потоке. Один или несколько измерительных приборов могут быть расходомерами нефти, обладающими способностью различать поток нефти, но необязательно поток природного газа. Один или несколько измерительных приборов могут быть расходомерами природного газа. Один или несколько измерительных приборов могут быть расходомерами воды. Один или несколько измерительных приборов могут быть преобразователями давления, измеряющими давление в любом подходящем месте, таком как устье скважины, или внутри буровой скважины вблизи перфораций. В случае измерительных приборов, связанных с предусмотренным подъемником, измерительные приборы могут быть приборами для измерения напряжения, приборами для измерения электрического тока, преобразователями давления, измеряющими давление в газлифтной системе, частотомером для измерения частоты напряжения, подводимого к погружному электрическому двигателю, соединенному с насосом, и т.п. Кроме того, многочисленные измерительные приборы могут присутствовать в любой одной углеводородной продуктивной скважине. Например, скважина, в которой искусственный подъемник снабжен погружным электрическим двигателем, может иметь различные приборы для измерения потока углеводородов на поверхности, а также различные приборы для измерения характеристик погружного двигателя и/или насоса. В качестве другого примера скважина, в которой искусственный подъемник снабжен газлифтной системой, может иметь различные приборы для измерения потока углеводородов на поверхности, а также различные измерительные приборы для измерения характеристик газлифтной системы.
На фиг. 2 показана структурная схема системы согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления. В частности, система содержит компьютерную систему 200, на которой выполняются одна или несколько программ. Компьютерная система может иметь любую подходящую форму. В некоторых случаях компьютерная система 200 представляет собой серверную компьютерную систему, расположенную в центре данных, связанном с разрабатываемым месторождением углеводородов. Центр данных может быть физически расположен на месторождении или вблизи него, или центр данных может находиться на расстоянии многих сотен миль или тысячи миль от разрабатываемого месторождения углеводородов. В других случаях компьютерная система 200 может быть системой ноутбуков или настольных компьютеров. Еще в других случаях компьютерная система 200 может быть группой компьютерных устройств, например переносных устройств, связанных с возможностью обмена информацией с другими компьютерными системами. Более того, компьютерная система 200 может представлять собой «облачные» компьютерные системы, такие компьютерные системы, точное местоположение которых пользователю неизвестно или может изменяться на основании текущей загрузки компьютера.
Независимо от класса точности компьютерной системы 200 одна или несколько программ выполняются в компьютерной системе, в результате чего идентифицируются углеводородные скважины для эксплуатационных испытаний, при этом одна или несколько программ показаны как программа 202 выбора скважин. При выполнении программы 202 выбора скважин на основании различной информации принимаются решения и/или даются рекомендации, на основании которых скважины подвергаются эксплуатационным испытаниям. Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может быть относящейся к прошлому информацией, такой, как сохраняемая в базе 204 данных, соединенной с компьютерной системой 200. Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может поступать из системы 206 телеуправления и сбора данных (ТСД) (эта система телеуправления и сбора данных сама может быть снабжена базой данных с ранее зарегистрированными значениями), связанной с компьютерной системой 200 по сети 208 передачи данных. Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может поступать непосредственно в компьютерную систему 200 с самих измерительных приборов 114, связанных с компьютерной системой 200 по сети 208 передачи данных. В некоторых случаях информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может поступать с многочисленных типичных источников.
Сеть 208 передачи данных может иметь любую подходящую форму. В некоторых случаях сеть 208 передачи данных представляет собой выделенную локальную или глобальную сеть, с которой связаны различные устройства. В других случаях сеть передачи данных может быть полностью или частично включена в Интернет, например, может быть виртуальной частной сетью (ВЧС), поддерживаемой через Интернет. Что касается технического обеспечения, то сеть передачи данных может включать в себя электрические проводники, световоды, радиочастотные сигналы электромагнитных волн, распространяющихся от точки к точке, и/или спутниковые средства связи.
Независимо от вида используемой сети передачи данных компьютерная система осуществляет связь с одним или несколькими устройствами и выбирает заданное количество углеводородных скважин, чтобы дать рекомендации относительно испытаний скважин. На фиг. 3 показан способ согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления, и некоторые из показанных этапов могут выполняться с помощью компьютерной программы. В частности, способ начинают (блок 300) и переходят к выбору (блок 302) углеводородной скважины для испытания. Для примера выбор углеводородной скважины для эксплуатационного испытания может включать в себя идентификацию (блок 304) углеводородных скважин, последние эксплуатационные испытания которых проводились до заранее заданной даты, для получения идентифицированных скважин. В некоторых случаях идентификация, основанная на последнем испытании скважины, представляет собой булеву операцию, при этом все углеводородные скважины, последние испытания которых проводились до заранее заданной даты, добавляют в список идентифицированных скважин. В других случаях углеводородные скважины, которые удовлетворяют требованиям критериев даты, тем не менее могут быть исключены. Например, углеводородные скважины, которые затампонированы или остановлены, могут формально удовлетворять требованиям критериев даты, но могут быть исключены из списка идентифицированных. С другой стороны, критерии заранее заданной даты могут соответствовать любому подходящему периоду времени, выбираемому оператором месторождения углеводородов. В некоторых случаях заранее заданная дата отстоит от текущей даты больше чем на один год. Согласно другим вариантам осуществления заранее заданная дата может отстоять больше чем на 60 дней от текущей даты или больше чем на 30 дней от текущей даты.
Показанный для примера способ также содержит идентификацию (блок 306) углеводородных скважин, параметр которых соответствует заранее заданному порогу или превышает его, для получения дополнительных идентифицированных скважин. Тестируемый параметр может быть параметром добычи и может иметь многие формы. Например, параметром добычи может быть изменение объема добычи углеводородов (например, необъяснимое снижение добычи больше чем на 5% или необъяснимое повышение добычи больше чем на 5%). В качестве другого примера параметром добычи может быть заранее заданное изменение содержания воды (например, необъяснимое повышение содержания воды больше чем на 5% или необъяснимое снижение содержания воды больше чем на 5%). Другие примеры параметра добычи включают в себя изменение давления на устье скважины, изменение давления в забое скважины, необъяснимое изменение электрического тока, потребляемого погружным насосом, необъяснимое изменение давления в газлифтной системе в случае газлифтных скважин или температуры добываемых углеводородов. Любой измеримый параметр добычи может образовывать основу идентификации скважин для списка идентифицированных скважин, и поэтому показанные примеры не следует рассматривать как ограничения в отношении применимости.
Кроме того, при идентификации скважин на основании параметров добычи не требуется ограничиваться параметрами добычи для конкретной скважины, в конечном счете помещаемой в список идентифицированных. Например, параметры добычи соседних скважин могут образовывать основу. Например, если в конкретной рассматриваемой углеводородной скважине не проявляются изменения параметров добычи, однако же в окружающих скважинах проявляются изменения (например, сниженный поток углеводородов, пониженное давление, повышенное содержание воды), то такое отсутствие изменения параметра добычи может указывать на проблему, которая обуславливает испытание скважины.
Кроме того, выбор углеводородной скважины для списка идентифицированных скважин может быть основан на параметрах, связанных с углеводородами, но не в то время, когда углеводороды протекают в продуктопровод. Например, углеводородные скважины время от времени останавливают. Например, находящийся ниже по потоку компрессор может выйти из строя, или оборудование для переработки газа может отключиться. В течение периода времени, когда углеводородная скважина остановлена, различные параметры все же могут быть измерены измерительными приборами. Например, давление на устье скважины может быть измерено во время остановки скважины и давление в скважине может быть измерено во время остановки. Кроме того, значения параметров, измеряемых во время остановки скважины, которые выходят за пределы ожидаемого диапазона, могут быть критериями добавления углеводородной скважины в список идентифицированных.
Более того, выбор углеводородной скважины для списка идентифицированных может быть основан на параметрах, связанных с предшествующим испытанием скважины. Например, если во время предшествующего испытания скважины отмечена высокая степень изменчивости в отношении мгновенного содержания воды, это может указывать на возможное повышение содержания воды в ближайшем будущем.
Независимо от параметров, используемых для получения идентифицированных скважин, выбирают (блок 308) заранее заданное количество углеводородных скважин для образования списка выбранных. Выбор углеводородных скважин из числа идентифицированных скважин может иметь многочисленные формы. Например, может потребоваться осуществлять выбор между углеводородной скважиной, для которой совсем недавно истекло заранее заданное время после последнего испытания скважины, и второй углеводородной скважиной, для которой заранее заданное время еще не истекло, но которая признана идентифицированной вследствие изменения параметра добычи или другого параметра. Точный механизм выбора между углеводородными скважинами, которые были идентифицированы, может быть основан на эксплуатационных или особых нормативных рекомендациях. В показанном примере, приведенном в этом абзаце, программа может выбрать углеводородные скважины, параметры добычи которых указывают на значительное изменение потока, а не углеводородную скважину, для которой истекло заданное время после последнего испытания скважины, но параметры добычи которой показывают, что углеводородная скважина функционирует в соответствии с ожиданием. Согласно другому примеру в случае идентифицированных скважин, идентификация которых была основана на снижении добычи, а не на заранее заданном пороге (например, снижении добычи больше чем на 5%), скважины могут выбираться на основании величины снижения добычи. Согласно еще одному примеру в случае идентифицированных скважин, идентификация которых была основана на повышенном содержании воды (например, возрастании содержания воды больше чем на 5%), идентифицированные скважины могут выбираться из числа углеводородных скважин, для которых обнаруживается наибольшее повышение содержания воды.
Кроме того, согласно некоторым вариантам осуществления для выбора углеводородных скважин (и в этом случае согласно блоку 308) характерна количественная составляющая. То есть, при ограничении количества или выборе из числа идентифицированных скважин ограничение или выбор может производиться для комплектования заранее заданного количества углеводородных скважин (например, семи углеводородных скважин, десяти углеводородных скважин). Заранее заданное количество может быть основано на нескольких факторах. Например, если на разрабатываемом месторождении углеводородов имеется только одна передвижная испытательная установка, могут быть выбраны семь углеводородных продуктивных скважин, представляющих скважины, подлежащие испытаниям в течение следующих семи дней. Согласно другому примеру, если на разрабатываемом месторождении углеводородов имеются 10 передвижных испытательных установок, могут быть выбраны 10 углеводородных скважин, представляющих скважины, подлежащие испытаниям в этот день.
После выбора скважин для списка выбранных можно отобразить (блок 310) список выбранных на дисплейном устройстве компьютерной системы. Инженер-эксплуатационник на основании списка выбранных может выбирать из списка выбранных одну или несколько скважин для проведения испытаний скважин и затем выполнять (блок 312) испытания скважин. После этого способ можно завершить (блок 314), возможно, чтобы снова начать (например, на следующий день).
В некоторых случаях каждой скважине, не специально исключенной, присваивают значение, показывающее необходимость выполнения испытания скважины, называемое в этой заявке показателем приоритета испытания скважины. Показатель приоритета испытания скважины может иметь многие формы, но согласно конкретному варианту осуществления имеет три составляющие: составляющую прошедшего времени, составляющую снижения/повышения добычи и составляющую повышения/снижения содержания воды. Например, составляющую прошедшего времени можно вычислить при использовании нижеследующего наглядного уравнения:
<mrow><mi>Н</mi><mi>П</mi><mi>В</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">[</mo><mi>%</mi><mo stretchy="false">]</mo><mtext> </mtext><mo>=</mo><mtext> </mtext><mfrac><mrow><mi>Ф</mi><mi>А</mi><mi>К</mi><mi>Т</mi><mi>И</mi><mi>Ч</mi><mi>Е</mi><mi>С</mi><mi>К</mi><mi>О</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>П</mi><mi>Р</mi><mi>О</mi><mi>Ш</mi><mi>Е</mi><mi>Д</mi><mi>Ш</mi><mi>Е</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>В</mi><mi>Р</mi><mi>Е</mi><mi>М</mi><mi>Я</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">[</mo><mi>д</mi><mi>н</mi><mi>и</mi><mo stretchy="false">]</mo></mrow><mrow><mi>М</mi><mi>А</mi><mi>К</mi><mi>С</mi><mo>_</mo><mi>П</mi><mi>Р</mi><mi>О</mi><mi>Ш</mi><mi>Е</mi><mi>Д</mi><mi>Ш</mi><mi>Е</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>В</mi><mi>Р</mi><mi>Е</mi><mi>М</mi><mi>Я</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">[</mo><mi>д</mi><mi>н</mi><mi>и</mi><mo stretchy="false">]</mo></mrow></mfrac><mo>×</mo><mn>100</mn><mtext>       (1)</mtext><mtext>,</mtext></mrow>
где НПВ представляет собой нормированное прошедшее время, ФАКТИЧЕСКОЕ_ПРОШЕДШЕЕ_ВРЕМЯ представляет собой количество дней после последнего испытания скважины и МАКС_ПРОШЕДШЕЕ_ВРЕМЯ представляет собой заранее заданный временной интервал между процедурами испытания скважины (например, 1 год, шесть месяцев, три месяца).
Составляющую снижения/повышения добычи показателя приоритета испытания скважины можно вычислить при использовании нижеследующего наглядного уравнения:
<mrow><mi>Н</mi><mi>С</mi><mi>Д</mi><mo stretchy="false">[</mo><mi>%</mi><mo stretchy="false">]</mo><mtext> </mtext><mo>=</mo><mtext> </mtext><mfrac><mrow><mi>Ф</mi><mi>А</mi><mi>К</mi><mi>Т</mi><mi>И</mi><mi>Ч</mi><mi>Е</mi><mi>С</mi><mi>К</mi><mi>О</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>С</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Ж</mi><mi>Е</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>Д</mi><mi>О</mi><mi>Б</mi><mi>Ы</mi><mi>Ч</mi><mi>И</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">[</mo><mi>н</mi><mi>о</mi><mi>р</mi><mi>м</mi><mi>а</mi><mi>л</mi><mi>ь</mi><mi>н</mi><mi>ы</mi><mi>е</mi><mtext> </mtext><mi>к</mi><mi>и</mi><mi>л</mi><mi>о</mi><mi>б</mi><mi>а</mi><mi>р</mi><mi>р</mi><mi>е</mi><mi>л</mi><mi>и</mi><mo stretchy="false">]</mo></mrow><mrow><mi>М</mi><mi>А</mi><mi>К</mi><mi>С</mi><mo>_</mo><mi>С</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Ж</mi><mi>Е</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>Д</mi><mi>О</mi><mi>Б</mi><mi>Ы</mi><mi>Ч</mi><mi>И</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">[</mo><mi>н</mi><mi>о</mi><mi>р</mi><mi>м</mi><mi>а</mi><mi>л</mi><mi>ь</mi><mi>н</mi><mi>ы</mi><mi>е</mi><mtext> </mtext><mi>к</mi><mi>и</mi><mi>л</mi><mi>о</mi><mi>б</mi><mi>а</mi><mi>р</mi><mi>р</mi><mi>е</mi><mi>л</mi><mi>и</mi><mo stretchy="false">]</mo></mrow></mfrac><mtext> </mtext><mo>×</mo><mtext> </mtext><mn>100</mn><mtext>          (2)</mtext></mrow>
где НСД представляет собой нормированное снижение добычи, ФАКТИЧЕСКОЕ_СНИЖЕНИЕ_ДОБЫЧИ представляет собой величину снижения добычи (например, в тысячах стандартных баррелей в сутки) и МАКС_СНИЖЕНИЕ_ДОБЫЧИ представляет собой производственное задание для скважины (например, в тысячах стандартных баррелей в сутки).
Составляющую повышения/снижения содержания воды показателя приоритета испытания скважины можно вычислить при использовании нижеследующего наглядного уравнения:
<mrow><mi>Н</mi><mi>П</mi><mi>С</mi><mi>В</mi><mo stretchy="false">[</mo><mi>%</mi><mo stretchy="false">]</mo><mtext> </mtext><mo>=</mo><mtext> </mtext><mfrac><mrow><mi>Ф</mi><mi>А</mi><mi>К</mi><mi>Т</mi><mi>И</mi><mi>Ч</mi><mi>Е</mi><mi>С</mi><mi>К</mi><mi>О</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>П</mi><mi>О</mi><mi>В</mi><mi>Ы</mi><mi>Ш</mi><mi>Е</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>С</mi><mi>О</mi><mi>Д</mi><mi>Е</mi><mi>Р</mi><mi>Ж</mi><mi>А</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Я</mi><mo>_</mo><mi>В</mi><mi>О</mi><mi>Д</mi><mi>Ы</mi><mo stretchy="false">[</mo><mi>%</mi><mo stretchy="false">]</mo></mrow><mrow><mi>М</mi><mi>А</mi><mi>К</mi><mi>С</mi><mo>_</mo><mi>П</mi><mi>О</mi><mi>В</mi><mi>Ы</mi><mi>Ш</mi><mi>Е</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Е</mi><mo>_</mo><mi>С</mi><mi>О</mi><mi>Д</mi><mi>Е</mi><mi>Р</mi><mi>Ж</mi><mi>А</mi><mi>Н</mi><mi>И</mi><mi>Я</mi><mo>_</mo><mi>В</mi><mi>О</mi><mi>Д</mi><mi>Ы</mi><mo stretchy="false">[</mo><mi>%</mi><mo stretchy="false">]</mo></mrow></mfrac><mtext> </mtext><mo>×</mo><mtext> </mtext><mn>100,</mn><mtext>          (3) </mtext></mrow>
где НПСВ представляет собой нормированное повышение содержания воды, ФАКТИЧЕСКОЕ_ПОВЫШЕНИЕ_СОДЕРЖАНИЯ_ВОДЫ представляет собой величину повышения содержания воды и МАКС_ПОВЫШЕНИЕ_СОДЕРЖАНИЯ_ВОДЫ представляет собой ожидаемое поступление воды из скважины.
Затем можно определить типичный показатель приоритета испытания скважины путем объединения различных значений, вычисленных в соответствии с уравнениями, при этом каждое значение взвешивают в соответствии с множителем от 0,1 до 2,0, а более предпочтительно - в соответствии с множителем от 1,0 до 1,75. Например, показатель приоритета испытания скважины можно вычислить при использовании нижеследующего наглядного уравнения:
<mtext> </mtext>
ППИС=(НПВ×ВМ1)×(НСД×ВМ2)×(НПСВ×ВМ3),
(4)
где ППИС представляет собой показатель приоритета испытания скважины, ВМ1 представляет собой весовой множитель для НПВ (например, 1,0), ВМ2 представляет собой весовой множитель для НСД (например, 1,25) и ВМ3 представляет собой весовой множитель для НПСВ (например, 1,75). Кроме того, можно использовать другие способы для получения показателя приоритета испытания скважины.
На фиг. 4 показано типичное окно пользовательского интерфейса 400 согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления. В частности, пользовательский интерфейс содержит несколько подокон. В первом подокне 402 показан вид сверху разрабатываемого месторождения углеводородов. На первое подокно 402 наложено второе подокно 404, и в этом втором подокне 404 иллюстративно показаны список углеводородных продуктивных скважин и их соответствующие показатели приоритета испытания скважины. Кроме того, пользовательский интерфейс 400 содержит третье подокно 406, в котором показан иллюстративный список очередности, составленный программным обеспечением. Каждое подокно будет рассмотрено в порядке очереди.
В первом подокне 402 показан вид сверху по меньшей мере участка месторождения углеводородов и поэтому показаны некоторые или все углеводородные скважины на месторождении. В некоторых случаях в первом подокне может быть реальная, полученная с большой высоты картина месторождения (например, полученная с самолета или полученная со спутника) с графиками, встроенными в нее, показывающая относительное положение каждой углеводородной скважины. В других случаях вид в первом подокне может быть топографической картой, и опять с графиками, встроенными в нее, показывающей относительное положение каждой углеводородной скважины. В дальнейших случаях на виде в первом подокне 402 может показываться только относительное горизонтальное положение каждой углеводородной скважины. Возможны другие компоновки.
В соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления каждая скважина, идентифицированная способом, приведенным для примера выше, может быть показана во втором подокне 404. В других случаях только скважины из списка выбранных показываются во втором подокне 404. Как показано, во второе подокно 404 включены скважины вдоль нижней оси или оси x, а соответствующее значение показателя приоритета испытания скважины отложено по левой оси или оси y.
В некоторых случаях знаки относительно состояния в иллюстративном подокне 404 могут отображаться в первом подокне 402. Например, углеводородная скважина 414 может иметь знак (например, желтую окружность), который наглядно показывает состояние скважины, показанной во втором подокне 404, и/или значение показателя приоритета испытания скважины. В качестве другого примера углеводородная скважина 416 может иметь знак (например, красную окружность), который наглядно показывает состояние скважины, показанной во втором подокне 404, и/или значение показателя приоритета испытания скважины. Кроме того, при наличии изображений скважин в первом подокне отражение знака состояния во втором подокне 404 является лишь иллюстративным и может быть полезным при связывании информации между двумя подокнами в уме пользователя, но не является обязательным. В третьем подокне 406 иллюстративно показаны углеводородные скважины из списка выбранных и ранжированные в соответствии с приоритетом, установленным программой 202 выбора скважин.
В некоторых случаях, когда углеводородная скважина находится в списке в подокне 406, знак присутствия скважины в подокне 406 может отображаться в первом подокне 402. Например, углеводородная скважина 414 может иметь знак (например, треугольник, нанесенный вблизи места нахождения скважины), который визуально показывает состояние скважины, представленной в третьем подокне 406. Согласно другому примеру углеводородная скважина 416 может иметь знак (например, и в этом случае треугольник, нанесенный вблизи места нахождения скважины), который визуально показывает состояние скважины, представленной в третьем подокне 406. Кроме того, при наличии изображений скважин в первом подокне 402 отражение знака состояния в третьем подокне 406 является лишь иллюстративным и может быть полезным при связывании информации между двумя подокнами в уме пользователя, но не является обязательным.
На фигуре 5 показана компьютерная система 500 согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления. Любой вариант осуществления или все варианты осуществления, которые включают в себя идентификацию углеводородных скважин, выбор углеводородных скважин, отображение выбранных скважин и/или отображение пользовательских интерфейсов, могут быть реализованы полностью или частично в компьютерной системе, такой, как показанная на фигуре 5, или в компьютерных системах последующих разработок. В частности, компьютерная система 500 содержит главный процессор 510, соединенный через встроенный мост 514 главного процессора с матрицей 512 основной памяти и различными другими периферийными компонентами компьютерной системы. Главный процессор 510 может быть процессором с одним ядром или процессором с многочисленными ядрами процессора. Кроме того, компьютерная система 500 может быть снабжена многочисленными главными процессорами 510. Главный процессор 510 соединен с мостом 514 главного процессора посредством шины 516 главного процессора или мост 514 главного процессора может быть встроен в главный процессор 510. Таким образом, в компьютерной системе 500 могут быть реализованы шины или шины-мосты других конфигураций в дополнение к показанным на фигуре 5 или вместо них.
Основная память 512 соединена с мостом 514 главного процессора через шину 518 памяти. Поэтому мост 514 главного процессора содержит блок управления памятью, который управляет транзакциями в основную память 512 путем формирования управляющих сигналов для доступа к памяти. Согласно другим вариантам осуществления блок управления памятью может быть реализован непосредственно в главном процессоре 510, а основная память 512 непосредственно соединена с главным процессором 510. Основная память 512 функционирует как рабочая память для главного процессора 510 и содержит запоминающее устройство или матрицу запоминающих устройств, в которых сохраняются программы, инструкции и данные. Основная память 512 может представлять собой память любого подходящего вида, такую как динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (DRAM) или динамические запоминающие устройства с произвольной выборкой любых видов, такие как синхронное динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (SDRAM), динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой и с расширенными возможностями вывода (EDODRAM) или динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой фирмы Rambus (RDRAM). Основная память 512 является примером нетранзиторного, считываемого компьютером носителя, на котором сохраняются программы и инструкции, а другими примерами являются дисковые накопители и флэш-память.
Кроме того, приведенная для примера компьютерная система 500 содержит второй мост 528, который соединяет перемычками первичную шину 526 аппаратного расширения с различными вторичными шинами расширения, такими как низкоскоростная шина 530 с небольшим числом контактов (LPC) и шина 532 взаимного соединения периферийных компонентов (PCI). Различные другие вторичные шины расширения могут поддерживаться мостовым устройством 528.
Концентратор 536 программно-аппаратных средств соединен с мостовым устройством 528 посредством низкоскоростной шины 530 с небольшим числом контактов. Концентратор 536 программно-аппаратных средств содержит постоянное запоминающее устройство (ROM), которое содержит вспомогательные программы, выполняемые главным процессором 510. Вспомогательные программы содержат программы, выполняемые во время и после процедур начального самотестирования (POST), а также контрольный код памяти. Процедуры начального самотестирования и контрольный код памяти выполняют различные функции в компьютерной системе до перехода управления компьютерной системой к операционной системе. Кроме того, компьютерная система 500 содержит плату 538 сетевого интерфейса (NIC), для примера соединенную с шиной 532 взаимного соединения периферийных компонентов (PCI). Плата 538 сетевого интерфейса служит для соединения компьютерной системы 500 с сетью передачи данных, такой как Интернет, или локальная сеть или глобальная сеть.
Что касается по-прежнему фиг. 5, то компьютерная система 500 может также содержать суперконтроллер 540 ввода-вывода (I/O), соединенный с мостом 528 посредством низкоскоростной шины 530 с небольшим числом контактов. Суперконтроллер 540 ввода-вывода управляет многими функциями компьютерной системы, например сопряжением различных устройств ввода и вывода, таких как клавиатура 542, указательное устройство 544 (например, мышь), указательное устройство в виде игрового контроллера 546, различные последовательные порты, дискеты и дисковые накопители. Суперконтроллер 540 ввода-вывода часто имеет наименование «супер», поскольку он выполняет многочисленные функции ввода-вывода.
Компьютерная система 500 может также содержать графический процессор (GPU) 550, соединенный с мостом 514 главного процессора посредством шины 552, такой как шина взаимного соединения периферийных компонентов типа экспресс (PCI-E) или шина ускоренного графического порта (AGP). Другие системы шин, включая системы шин последующих разработок, также можно использовать. Кроме того, в качестве варианта графический процессор 550 может быть соединен с первичной шиной 526 расширения или одной из вторичных шин расширения (например, с шиной 532 взаимного соединения периферийных компонентов). Графический процессор 550 соединен с дисплейным устройством 554, которое может представлять собой любое подходящее электронное дисплейное устройство, на котором может показываться и/или отображаться любое изображение или текст. Графический процессор 550 может содержать встроенный процессор (ВП) 556, а также встроенное запоминающее устройство (ВЗУ) 558. Тем самым процессор 556 может выполнять обработку графических данных по команде главного процессора 510. Кроме того, запоминающее устройство 558 может иметь значительную емкость, порядка нескольких сотен мегабайтов или больше. Таким образом, после команды с главного процессора 510 графический процессор 550 может выполнять вычисления значительного объема, относящиеся к графическим данным, отображаемым на дисплейном устройстве, и в конечном счете представление таких графических данных к отображению без дополнительного участия или помощи главного процессора 510.
В описании и формуле изобретения некоторые компоненты могут быть представлены в виде алгоритмов и/или этапов, выполняемых программными приложениями, которыми может быть снабжен нетранзиторный носитель данных (то есть, не несущая волна или сигнал, распространяющийся по проводнику). Кроме того, различные варианты осуществления относятся к системе для выполнения различных этапов и действий, описанных в этой заявке. Такая система может быть специально образованной системой, такой как электронное устройство, или она может включать в себя один или несколько компьютеров общего назначения, которые могут следовать инструкциям программного обеспечения при выполнении этапов, описанных в этой заявке. Для выполнения таких функций многочисленные компьютеры могут быть объединены в сеть. Инструкции программного обеспечения могут сохраняться на любом считываемом компьютером носителе данных, таком как, например, магнитные или оптические диски, карты, запоминающее устройство и т.п.
По меньшей мере некоторые варианты осуществления представляют собой способы, содержащие выбор углеводородной скважины для эксплуатационного испытания и выполнение процедуры испытания скважины относительно по меньшей мере одной из углеводородных скважин из списка выбранных. Выбор может быть сделан путем идентификации посредством компьютерной системы углеводородных скважин, последние эксплуатационные испытания которых происходили до заранее определенной даты, для получения идентифицированных скважин, идентификации посредством компьютерной системы углеводородных скважин с параметром, который превышает заранее заданный порог, для получения идентифицированных скважин и выбора заранее заданного количества углеводородных скважин из идентифицированных скважин для образования списка выбранных.
Кроме того, выбор может содержать выбор, основанный на параметре, измеренном во время предшествующего испытания скважины. Выбор может также содержать выбор, основанный на параметре, измеренном в течение периода времени, когда по меньшей мере одна углеводородная скважина была остановлена. Кроме того, выбор может содержать выбор, основанный на параметре добычи углеводородной скважины не из списка выбранных.
Кроме того, способ согласно примеру может содержать вывод на экран дисплейного устройства компьютерной системы вида сверху пространственного расположения множества скважин углеводородных продуктивных скважин и для каждой углеводородной скважины из списка выбранных, видимой на дисплее, вывод на экран знака, показывающего, что углеводородная скважина находится в списке выбранных. Способ может также содержать вывод на экран знака состояния добычи углеводородов для каждой углеводородной скважины, видимой на дисплейном устройстве. Кроме того, способ может содержать вывод на экран знака причины, по которой углеводородная скважина находится в списке выбранных, для каждой углеводородной скважины из списка выбранных, видимой на дисплее.
Другие примеры вариантов осуществления представляют собой системы, содержащие множество углеводородных продуктивных скважин, множество измерительных приборов, связанных как каждый один с одной из множества углеводородных продуктивных скважин, при этом каждый измерительный прибор измеряет по меньшей мере один параметр, связанный с потоком углеводородов, и компьютерную систему, с возможностью обмена информацией связанную со множеством измерительных приборов, при этом компьютерная система содержит процессор и память, соединенную с процессором. В памяти сохраняется программа, которая побуждает процессор к идентификации углеводородных скважин, последние эксплуатационные испытания которой происходили до заранее заданной даты, для получения идентифицированных скважин, идентификации углеводородных скважин с параметром добычи, который превышает заранее заданный порог, для получения идентифицированных скважин, выбору заранее заданного количества углеводородных скважин из идентифицированных скважин для образования списка выбранных и выводу на экран дисплейного устройства, соединенного с процессором, признаков углеводородных скважин из списка выбранных.
Согласно примеру системы каждый из множества измерительных приборов измеряет по меньшей мере один параметр, выбираемый из группы, состоящей из полного объема потока, потока нефти, потока природного газа, потока воды, содержания воды и давления потока углеводородов вблизи устья скважины.
Согласно дальнейшему примеру системы при выборе процессором программа также побуждает процессор к выбору на основании параметра, измеренного во время предшествующего испытания скважины. Согласно еще одному примеру системы при выборе процессором программа также побуждает процессор к выбору на основании параметра, измеренного в течение периода времени, когда по меньшей мере одна углеводородная скважина была остановлена. Согласно еще одному примеру системы при выборе процессором программа также побуждает процессор к выбору на основании параметра добычи углеводородной скважины не из списка выбранных.
Согласно дальнейшим примерам систем при выводе на экран процессором программа также побуждает процессор к выводу на экран дисплейного устройства вида сверху пространственного расположения множества углеводородных продуктивных скважин и (для каждой углеводородной скважины из списка выбранных, видимой на дисплее) выводу на экран знака, показывающего, что углеводородная скважина находится в списке выбранных. Согласно дальнейшему примеру систем при выводе на экран процессором знаков программа также побуждает процессор к выводу на экран знака состояния добычи углеводорода для каждой углеводородной скважины, видимой на дисплейном устройстве. Согласно дальнейшим примерам систем при выводе на экран процессором знаков программа также побуждает процессор к выводу на экран знака причины, по которой углеводородная скважина находится в списке выбранных, для каждой углеводородной скважины, видимой на дисплейном устройстве.
Дальнейшие варианты осуществления представляют собой нетранзиторные, считываемые компьютером носители, сохраняющие программу, которая при выполнении процессором побуждает процессор к идентификации углеводородных скважин, последние эксплуатационные испытания которых происходили до заранее заданной даты, для получения идентифицированных скважин, идентификации углеводородных скважин с параметром добычи, который превышает заранее заданный порог, для получения идентифицированных скважин, выбору заранее заданного количества углеводородных скважин из идентифицированных скважин для образования списка выбранных, и выводу на экран дисплейного устройства, соединенного с процессором, признака углеводородных скважин из списка выбранных, при этом показатель углеводородных скважин из списка выбранных обеспечивает ранжирование.
Согласно дальнейшему примеру считываемых компьютером носителей при выборе процессором программа также побуждает процессор к выбору на основании параметра, измеренного во время предшествующего испытания скважины. Согласно еще одному дальнейшему примеру считываемых компьютером носителей при выборе процессором программа также побуждает процессор к выбору на основании параметра, измеренного в течение периода времени, когда по меньшей мере одна углеводородная скважина была остановлена. Согласно еще одному дальнейшему примеру считываемых компьютером носителей при выборе процессором программа также побуждает процессор к выбору на основании параметра добычи углеводородной скважины не из списка выбранных.
Согласно еще одному дальнейшему примеру считываемых компьютером носителей при выводе на экран процессором программа также побуждает процессор к выводу на экран дисплейного устройства вида сверху пространственного расположения множества углеводородных продуктивных скважин и (для каждой углеводородной скважины из списка выбранных, видимой на дисплее) знака, показывающего, что углеводородная скважина находится в списке выбранных. Кроме того, программа может побуждать процессор к выводу на экран знака состояния добычи углеводородов для каждой углеводородной скважины, видимой на дисплейном устройстве, и выводу на экран знака причины, по которой углеводородная скважина находится в списке выбранных, для каждой углеводородной скважины, видимой на дисплейном устройстве.
Что касается «одного варианта осуществления», «варианта осуществления», «конкретного варианта осуществления, то они означают, что конкретный элемент или характеристика включается в по меньшей мере один вариант осуществления изобретения. Хотя фразы «в одном варианте осуществления», «вариант осуществления» и «конкретный вариант осуществления» могут встречаться в различных местах, они необязательно относятся к одному и тому же варианту осуществления.
На основании описания, представленного в этой заявке, специалисты в соответствующей области техники смогут без труда сочетать описанное программное обеспечение с соответствующими аппаратными средствами компьютерной системы общего назначения или специализированной, чтобы создавать компьютерную систему и/или подкомпоненты компьютера в соответствии с различными вариантами осуществления, чтобы создавать компьютерную систему и/или подкомпоненты компьютера для выполнения способов согласно различным вариантам осуществления и/или чтобы создавать нетразиторные, считываемые компьютером носители (то есть, не несущую волну), на которых сохраняется вспомогательная программа для реализации аспектов способов согласно различным вариантам осуществления.
Приведенное выше рассмотрение предназначено для иллюстрации принципов и различных вариантов осуществления настоящего изобретения. Многочисленные изменения и модификации станут очевидными для специалистов в соответствующей области техники после понимания в полной мере приведенного выше раскрытия. Например, нет необходимости создавать отдельный список идентифицированных скважин и/или выбранных скважин, точнее, включение в список идентифицированных или выбранных может быть только записью на месторождении файла, содержащего указание на все углеводородные скважины месторождения. Предполагается, что нижеследующая формула изобретения будет интерпретироваться с охватом всех таких изменений и модификаций.