ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИРТУАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА

1. Способ определения расхода добытого флюида, включающий:
построение первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной из множества скважин в кусте, причем первая скважина выполнена с возможностью получения из нее первого добытого флюида, а вторая скважина из множества скважин выполнена с возможностью получения из нее второго добытого флюида, при этом первый и второй добытые флюиды протекают в кустовой манифольд посредством системы трубопроводов в кусте;
прием данных, характеризующих один или более результатов измерения давления в кусте, причем в одном или более результатах измерения давления представлены одно или более значений давления, связанных с первым добытым флюидом и вторым добытым флюидом;
перекалибровку первой прогнозной модели на основании одного или более из результатов измерения давления и ретроспективных данных, связанных с первой скважиной;
обеспечение первого значения расхода первого добытого флюида, вычисленного с применением перекалиброванной первой прогнозной модели; и
построение прогнозной модели манифольда на основании первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной, второй прогнозной модели, связанной со второй скважиной, и модели характеристики трубопровода, связанной с системой трубопроводов, причем модель характеристики трубопровода основана на изменении давления флюида и/или изменении фазы флюида, протекающего по сегменту системы трубопроводов, или прогнозная модель манифольда включает термодинамическую модель, основанную на неэнтальпийном смешивании первого добытого флюида и второго добытого флюида.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий прием данных, характеризующих давление на устье скважины, определенных для первой скважины, и вычисление первого значения расхода на основании данных, характеризующих давление на устье скважины.
3. Способ по п. 2, в котором перекалибровку первой прогнозной модели повторяют, когда разность между вычисленным расходом первого добытого флюида и определенным с помощью датчика расходом первого добытого флюида превышает заданное пороговое значение.
4. Способ по п. 1, в котором флюид включает первый добытый флюид и второй добытый флюид.
5. Способ по п. 1, в котором кустовой манифольд включает сепаратор, выполненный с возможностью разделения смеси первого добытого флюида и второго добытого флюида на добытую нефть и добытую воду.
6. Способ по п. 5, в котором прогнозная модель манифольда выполнена с возможностью вычисления второго расхода добытой нефти и третьего расхода добытой воды.
7. Способ по п. 1, в котором первая прогнозная модель построена на основании ретроспективных данных, в которых указано одно или более из значений давления на устье скважины, значений расхода и соотношения нефти и газа в первом добытом флюиде, определенных для первой скважины.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий изменение одного или более из рабочего параметра насоса в первой скважине и/или рабочего значения клапана из устья первой скважины в первой скважине на основании вычисленного первого расхода.
9. Способ по п. 1, в котором первый добытый флюид включает одно или более из нефти, газа и воды, добытых из первой скважины.
10. Система определения расхода добытого флюида, включающая:
по меньшей мере один процессор обработки данных;
память, соединенную с по меньшей мере одним процессором обработки данных, причем в памяти хранятся инструкции для обеспечения выполнения по меньшей мере одним процессором обработки данных операций, включающих:
построение первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной из множества скважин в кусте, причем первая скважина выполнена с возможностью получения из нее первого добытого флюида, а вторая скважина из множества скважин выполнена с возможностью получения из нее второго добытого флюида, при этом первый и второй добытые флюиды протекают в кустовой манифольд посредством системы трубопроводов в кусте;
прием данных, характеризующих один или более результатов измерения давления в кусте, причем в одном или более результатах измерения давления представлены одно или более значений давления, связанных с первым добытым флюидом и вторым добытым флюидом;
перекалибровку первой прогнозной модели на основании одного или более из результатов измерения давления и ретроспективных данных, связанных с первой скважиной; и обеспечение первого значения расхода первого добытого флюида, вычисленного с применением перекалиброванной первой прогнозной модели; и
построение прогнозной модели манифольда на основании первой прогнозной модели, связанной с первой скважиной, второй прогнозной модели, связанной со второй скважиной, и модели характеристики трубопровода, связанной с системой трубопроводов, причем модель характеристики трубопровода основана на изменении давления флюида и/или изменении фазы флюида, протекающего по сегменту системы трубопроводов, или прогнозная модель манифольда включает термодинамическую модель, основанную на неэнтальпийном смешивании первого добытого флюида и второго добытого флюида.
11. Система по п. 10, в которой операции дополнительно включают прием данных, характеризующих давление на устье скважины, определенных для первой скважины, и вычисление первого значения расхода на основании данных, характеризующих давление на устье скважины.
12. Система по п. 11, в которой перекалибровку первой прогнозной модели повторяют, когда разность между вычисленным расходом первого добытого флюида и определенным с помощью датчика расходом первого добытого флюида превышает заданное пороговое значение.
13. Система по п. 10, в которой флюид включает первый добытый флюид и второй добытый флюид.
14. Система по п. 10, в которой кустовой манифольд включает сепаратор, выполненный с возможностью разделения смеси первого добытого флюида и второго добытого флюида на добытую нефть и добытую воду.