СПОСОБ И СИСТЕМА ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ, ПОДЛЕЖАЩИХ РЕКОНСТРУКЦИИ
METHOD AND SYSTEM FOR SELECTION OF WELLS FOR EXTRACTING HYDROCARBONS SUBJECT TO RECONSTRUCTION

Уровень техники
В большинстве нефтяных месторождений, разработка которых ведется в последнее время, инженеру по добыче может быть доступен большой объем информации, которая может оказаться полезной при принятии решений, например, решений о том, какие скважины должны быть внесены в план проведения операций реконструкции. Во многих случаях большой объем такой информации может затруднять принятие решения. Например, если сравнивать всего лишь две скважины, то такая информация, как, например, содержание воды, интенсивность добычи нефти, интенсивность добычи газа и параметры лифта может давать неразличимые сигналы при ранжировании этих двух скважин с целью проведения операций реконструкции. С ростом количества скважин и/или групп скважин задача усложняется экспоненциально.
Краткое описание чертежей
С целью подробного описания примерных вариантов осуществления изобретения будут даваться ссылки на сопровождающие чертежи, где:
фиг. 1 представляет общий вид месторождения, на котором ведется добыча углеводородов, в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения;
фиг. 2 представляет функциональную схему системы в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения;
фиг. 3 представляет способ в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения;
фиг. 4 представляет пользовательский интерфейс в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения; и
фиг. 5 представляет функциональную схему компьютерной системы в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения.
Осуществление изобретения
Обозначения и термины
В нижеследующем раскрытии и формуле изобретения для обозначения конкретных компонентов системы используются определенные термины. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, в разных компаниях для обозначения одного компонента могут использоваться разные названия. Настоящий документ не имеет целью определение различий между компонентами, отличающимися по названию, но не по выполняемой функции. В нижеследующем раскрытии и в формуле изобретения термины «включающий» и «содержащий» используются в неисчерпывающем смысле и потому должны пониматься как означающие «содержащий, помимо прочего». Кроме того, термин «соединение» или «соединяет» подразумевает как опосредованное, так и непосредственное соединение. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, то соединение может осуществляться через непосредственное соединение или через опосредованное соединение.
Под «параметром добычи» следует понимать измеряемую величину, относящуюся к углеводородам, истекающим из скважины. Величину, относящуюся к воде, одновременно добываемой вместе с углеводородами, следует считать параметром добычи.
Под «вкладом уровня группы» следует понимать вклад в вычисляемую величину, принимающий в расчет множество скважин для добычи углеводородов в окрестности рассматриваемой скважины.
Под «вкладом уровня месторождения» следует понимать вклад в вычисляемую величину, принимающий в расчет множество скважин для добычи углеводородов в окрестности рассматриваемой скважины, когда окрестность охватывает большую площадь по сравнению с окрестностью, относящейся к вкладу уровня группы.
Под «реконструкцией» следует понимать любую из разнообразных операций, выполняемых на скважине для добычи углеводородов после ее первоначальной выработки, например, удаление и замену эксплуатационной колонны, удаление и замену внутрискважинных компонентов системы искусственного лифта, удаление и замену одного или нескольких внутрискважинных пакеров или выполнение операций, связанных с выработкой скважины (перфорационные отверстия, заполнение песком/гравием).
Подробное описание
Предметом нижеследующего раскрытия являются разнообразные варианты осуществления настоящего изобретения. Хотя один или более из этих вариантов осуществления могут быть предпочтительными, раскрытые здесь варианты осуществления не следует интерпретировать или иным образом использовать как ограничивающие объем настоящего раскрытия изобретения или формулы изобретения. Кроме того, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что нижеследующее раскрытие имеет широкую область приложения, и рассмотрение какого-либо варианта осуществления означает только представление примера данного варианта осуществления и не подразумевает, что объем настоящего раскрытия или формулы изобретения ограничивается данным вариантом осуществления.
Предметом по меньшей мере некоторых из указанных разнообразных вариантов осуществления являются способы и системы для ранжирования и/или выбора скважин для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции, и, более конкретно, ранжирования и/или выбора скважин для добычи углеводородов в обводненных месторождениях с целью выполнения операций реконструкции. Предметом по меньшей мере некоторых вариантов осуществления изобретения является осуществляемый с использованием компьютера способ выбора, в котором принимаются во внимание не только эксплуатационные качества отдельно взятой скважины, но и эксплуатационные качества указанной скважины с учетом эксплуатационных качеств уровня группы и эксплуатационных качеств уровня месторождения. В настоящем раскрытии вначале рассматривается иллюстративное месторождение, на котором ведется добыча углеводородов, чтобы читатель смог ознакомиться с физической структурой, о которой идет речь, а затем рассматриваются различные варианты осуществления выбора скважин для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции.
Фиг. 1 представляет общий вид месторождения, на котором ведется добыча углеводородов, в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения. Конкретно, месторождение, на котором ведется добыча углеводородов, имеет множество скважин. Из некоторых скважин (скважин для добычи углеводородов) истекают углеводороды, другие скважины (нагнетательные скважины) используются для нагнетания вспомогательных извлекающих флюидов, например, воды или сжатого диоксида углерода. В показанном на фиг. 1 иллюстративном случае скважины 100 (с обозначениями 100А-100Н) являются скважинами для добычи углеводородов, а скважины 102 (с обозначениями 102А и 102B) являются нагнетательными скважинами. Местоположение каждой скважины на фиг. 1 показано устьевой фонтанной арматурой, которая, в основном из-за своей формы, в данной отрасли называется «фонтанной елкой». На виде сверху положение каждой скважины может показаться случайным, но в большинстве случаев скважины размещаются определенным образом, чтобы увеличить эффективность извлечения углеводородов из нижележащей геологической структуры (не показанной на фиг. 1).
Для сбора добытых углеводородов с целью продажи на месторождении углеводородов имеется одна или несколько поточных линий (иногда называемых «линиями сбора»). На фиг. 1 линия 104 сбора собирает углеводороды из показанных в качестве примера скважин 100A-100D для добычи углеводородов, а линия 106 сбора собирает углеводороды из показанных в качестве примера скважин 100Е-100Н для добычи углеводородов. Линии 104 и 106 сбора соединяются в точке 108, после чего поток поступает в измерительную станцию 110.
В некоторых случаях вспомогательный извлекающий флюид доставляется к нагнетательным скважинам на автомобилях, вследствие чего вспомогательный извлекающий флюид может закачиваться в геологическую структуру только периодически (например, ежедневно или еженедельно). В других вариантах осуществления изобретения, и как показано, вспомогательный извлекающий флюид подается под давлением в нагнетательные скважины 102А и 102B через трубы 112.
На показанном на фиг. 1 месторождении, на котором ведется добыча углеводородов, в качестве примера имеется восемь скважин для добычи углеводородов и две нагнетательные скважины; однако указанное количество скважин взято лишь для примера. Месторождение, на котором ведется добыча углеводородов, на практике может располагать многими десятками или даже сотнями скважин, с которыми необходимо вести работу. Показанная на фиг. 1 иллюстрация содержит небольшое количество скважин, чтобы излишне не усложнять чертеж и обсуждение, но это не должно рассматриваться как ограничение применимости различных вариантов осуществления настоящего изобретения. Далее принимается, что все скважины для добычи углеводородов на фиг. 1 представляют месторождение или разбиение скважин уровня месторождения (т.е. месторождения 150). Далее принимается, что скважины 100A-100D представляют первую группу 152 или разбиение скважин уровня группы (к примеру, операции обводнения из нагнетательных скважин воздействуют на скважины 100А-100D как на группу), а скважины 100Е-100Н представляют вторую группу 154 или разбиение скважин уровня группы. Еще раз следует отметить, что, хотя показанная на фиг. 1 иллюстрация содержит небольшое количество скважин в каждой группе, чтобы излишне не усложнять чертеж и обсуждение, на практике число скважин в каждой группе может исчисляться многими десятками или сотнями, и поэтому небольшое количество скважин на фиг. 1 не должно рассматриваться как ограничение применимости различных вариантов осуществления настоящего изобретения.
В соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения на каждой скважине 100 для добычи углеводородов имеется по меньшей мере одно, а в некоторых случаях и более одного, измерительное устройство для измерения параметров, относящихся к добыче углеводородов. Указанные измерительные устройства показаны на фиг. 1 как устройства 114А-114Н, каждое из которых связанно с одной скважиной 100А-100Н для добычи углеводородов. Указанные измерительные устройства могут принимать разнообразные формы, а измерительные устройства на всех скважинах 100 для добычи углеводородов необязательно должны быть одинаковыми. В некоторых случаях измерительное устройство может соответствовать типу используемого лифта (например, электрический погружной насос, газовый лифт, насос со станком-качалкой). В других случаях измерительное устройство на скважине для добычи углеводородов может выбираться в соответствии с определенным качеством добываемых углеводородов, например, склонностью к избыточному содержанию воды. С пониманием того, что возможно много вариантов выбора измерительных устройств даже для одинаково расположенных скважин и/или скважин, относящихся к одной группе, далее в настоящем раскрытии рассматривается ряд примеров таких устройств.
В некоторых случаях одним или более измерительными устройствами 114 могут быть многофазные расходомеры. Многофазный расходомер обладает технической возможностью измерять поток углеводородов не только с точки зрения объема, но также давать характеристику смеси нефти и газа в указанном потоке. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть расходомеры для нефти, обладающие технической возможностью распознавать поток нефти, но не обязательно поток природного газа. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть расходомеры природного газа. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть расходомеры воды. Указанными одним или более измерительными устройствами могут быть датчики давления, измеряющие давление там, где это требуется, например в головной части скважины или в стволе скважины вблизи перфорационных отверстий. Измерительными устройствами, относящимися к используемому лифту, могут быть устройства измерения напряжения, устройства измерения электрического тока, датчики давления, измеряющие давление газового лифта, устройства измерения частоты для измерения частоты напряжения, прикладываемого к электрическому погружному мотору, соединенному с насосом, и т.п. При этом на любой скважине для добычи углеводородов может иметься несколько измерительных устройств. Например, скважина, на которой искусственный лифт обеспечивается электрическим погружным насосом, может иметь на поверхности разнообразные устройства для измерения потока углеводородов, а также разнообразные измерительные устройства для измерения показателей функционирования погружного мотора и/или насоса. Или, например, скважина, на которой искусственный лифт обеспечивается системой газового лифта, может иметь на поверхности разнообразные устройства для измерения потока углеводородов, а также разнообразные измерительные устройства для измерения показателей функционирования системы газового лифта.
Фиг. 2 представляет функциональную схему системы в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения. В частности, указанная система содержит компьютерную систему 200, в которой выполняется одна или более программ. Указанная компьютерная система может принимать любую подходящую форму. В некоторых случаях компьютерная система 200 представляет собой серверную компьютерную систему, находящуюся в центре обработки данных, связанном с месторождением, на котором ведется добыча углеводородов. Центр обработки данных может быть физически расположен как на месторождении или вблизи него, так и за сотни или тысячи миль от месторождения. В других случаях компьютерная система 200 может представлять собой портативный компьютер или настольную компьютерную систему. Также в некоторых случаях компьютерная система 200 может представлять собой объединение компьютерных устройств, например, может представлять собой портативные устройства, соединенные с другими компьютерными системами с возможностью осуществления связи. Кроме того, в некоторых случаях компьютерная система 200 может представлять собой распределенные («облачные») компьютерные системы, характеризующиеся тем, что точное местоположение таких компьютерных систем пользователю неизвестно или может изменяться в соответствии с фактической нагрузкой на них.
Независимо от конкретной формы компьютерной системы 200 в указанной компьютерной системе исполняется одна или более программ, осуществляющих различные вычисления (более подробно рассматриваемые далее), относящиеся к выбору скважин для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции; на чертеже эти одна или более программ показаны как программа 202 выбора скважины. Программа 202 выбора скважины на основании разнообразной информации принимает решения и/или дает рекомендации в отношении того, на каких скважинах должны быть выполнены операции реконструкции. Информацией, на основании которой принимаются эти решения и/или даются эти рекомендации, может быть ретроспективная (историческая) информация, например, сохраненная в базе 204 данных, соединенной с компьютерной системой 200. Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может поступать из системы 206 диспетчерского управления и сбора данных (supervisory control and data acquisition, SCADA), соединенной с компьютерной системой 200 посредством сети 208 связи (при этом сама система SCADA может вести базу данных ретроспективных значений). Информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может приниматься компьютерной системой 200 непосредственно из самих измерительных устройств 114, соединенных с компьютерной системой 200 посредством сети 208 связи. В некоторых случаях информация, на основании которой принимаются решения и/или даются рекомендации, может приниматься из множества источников, используемых в качестве примера (к примеру, такой информацией может быть текущее показание и набор ретроспективных показаний того же устройства, охватывающий период от настоящего времени до некоторого момента в прошлом).
Сеть 208 связи может принимать любую подходящую форму. В некоторых случаях сетью 208 связи является специализированная локальная или глобальная сеть, с которой соединены различные устройства. В других случаях указанная сеть связи может полностью или частично использовать интернет, например, указанной сетью связи может быть виртуальная частная сеть (virtual private network, VPN), передача данных в которой осуществляется через интернет. С точки зрения аппаратного обеспечения, в указанной сети связи могут использоваться электрические проводники, оптические проводники, сигналы на радиочастотных электромагнитных волнах, распространяющихся от точки к точке, и/или спутниковая связь.
Независимо от типа используемой сети связи указанная компьютерная система осуществляет связь с одним или более устройствами и либо сама выбирает подлежащие реконструкции скважины для добычи углеводородов, либо предоставляет человеку-оператору (например, инженеру по добыче) информацию, исходя из которой он может сделать выбор. Фиг. 3 представляет способ в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения, и некоторые представленные в качестве примера шаги, которые могут выполняться посредством компьютерной программы, например, программы 202 выбора скважины. Конкретно, после начала (блок 300) указанный способ переходит к выбору скважины для добычи углеводородов, подлежащей операции реконструкции (блок 302). В выборе скважины для добычи углеводородов с целью выполнения операций реконструкции может, например, использоваться вычисление множества значений индекса текущих эксплуатационных качеств для соответствующего множества скважин (блок 304). В некоторых вариантах осуществления изобретения каждое значение индекса текущих эксплуатационных качеств основано не только на эксплуатационных качествах самой скважины, но также может быть основано на эксплуатационных качествах относительно множества скважин (например, скважин группы и/или месторождения). Например, для отдельной скважины может уменьшаться содержание нефти, но содержание нефти также может уменьшаться для соседних скважин, и такая информация может приниматься во внимание в некоторых вариантах осуществления изобретения. Кроме того, в некоторых случаях каждое значение индекса текущих эксплуатационных качеств является безразмерным. Примерные способы вычисления значения индекса текущих эксплуатационных качеств более подробно рассматриваются ниже.
Рассматриваемый иллюстративный способ затем переходит к вычислению множества значений индекса будущих эксплуатационных качеств для соответствующего множества скважин (блок 306). В некоторых вариантах осуществления изобретения каждое значение индекса будущих эксплуатационных качеств основано не только на ожидаемых будущих эксплуатационных качествах самой скважины, но также может быть основано на эксплуатационных качествах относительно множества скважин (например, будущих эксплуатационных качеств данной скважины, рассматриваемых внутри группы и/или месторождения). Кроме того, в некоторых случаях каждое значение индекса будущих эксплуатационных качеств является безразмерным. Примерные способы вычисления значения индекса будущих эксплуатационных качеств более подробно рассматриваются ниже.
Рассматриваемый иллюстративный способ, что также показано на фиг. 3, может далее содержать комбинирование значения индекса текущих эксплуатационных качеств и значения индекса будущих эксплуатационных качеств для каждой скважины с целью образования первого комбинированного индекса для каждой скважины (блок 308). Этот комбинированный индекс для каждой скважины может быть одним числовым значением или может быть визуальным представлением значений индексов текущих и будущих эксплуатационных качеств для каждой скважины. Примеры комбинированных индексов более подробно рассматриваются далее после представления примеров способов вычисления значений индексов текущих и будущих эксплуатационных качеств.
Независимо от конкретной формы комбинированных индексов рассматриваемый способ затем, используя указанные комбинированные индексы, переходит к выбору скважины для добычи углеводородов, осуществляемому на основании указанных комбинированных индексов (блок 310), и к выполнению операций реконструкции на указанной скважине для добычи углеводородов (блок 312). Затем способ завершается (блок 314) с возможностью повторного выполнения после того, как агрегат для реконструкции скважин закончит выполнение реконструкции и/или появится возможность использовать другой агрегат для реконструкции скважин.
В настоящем раскрытии далее рассматриваются примерные варианты вычисления значений индекса текущих эксплуатационных качеств. В соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения значения текущих эксплуатационных качеств учитывают аспекты уровня месторождения и уровня группы. В дальнейшем обсуждении сначала рассматриваются различные параметры уровня месторождения, параметры уровня группы и параметры уровня скважины.
ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ - ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Средняя добыча нефти по месторождению (Field Oil Production Mean, сокращенно FieldOilProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество нефти, добытой на уровне месторождения за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для FieldOilProdRealMean является стандартный баррель нефти в сутки.
Средняя добыча воды по месторождению (Field Water Production Mean, сокращенно FieldWaterProd Real Mean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, добытой на уровне месторождения за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для FieldWaterProdRealMean является стандартный баррель воды в сутки.
Количество скважин в месторождении (Number of Wells in Field, сокращенно NumberWellsField) - этот параметр является величиной, представляющей собой количество скважин, имеющихся в месторождении.
Количество групп в месторождении (Number of Patterns in Field, сокращенно NumberPatternField) - этот параметр является величиной, представляющей собой количество отдельных групп, имеющихся в месторождении.
ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ ГРУППЫ - ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Средняя добыча нефти по группе (Pattern Oil Production Mean, сокращенно PatternOilProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество нефти, добытой на уровне группы за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для PatternOilProdRealMean является стандартный баррель нефти в сутки. В некоторых случаях скважины могут поддаваться вторичному извлечению с использованием флюида из множества нагнетательных скважин. В этих случаях нефть, добытая из отдельной скважины, может быть распределена между группами путем умножения доли вклада для каждой группы на суммарную добычу нефти из этой скважины.
Средняя по группе интенсивность нагнетания воды (Pattern Water Injection Rate Mean, сокращенно PatternWaterlnjRateMean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, нагнетенной на уровне группы (к примеру, учитывающее все нагнетательные скважины) за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут быть вычислены за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для PatternWaterlnjRateMean является стандартный баррель воды в сутки.
Средняя по группе добыча воды (Pattern Water Production Mean, сокращенно PatternWaterProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, добытой на уровне группы за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с какого-либо подходящего события, запустившего отсчет времени). Примером единицы измерения для PatternWaterProdRealMean является стандартный баррель воды в сутки. В некоторых случаях скважины могут поддаваться вторичному извлечению с использованием флюида из множества нагнетательных скважин. В этих случаях вода, добытая из отдельной скважины, может быть распределена между группами путем умножения доли вклада для каждой группы на суммарную добычу воды из этой скважины.
Количество скважин в группе (Number of Wells in Pattern, сокращенно NumberWellsPattern) - этот параметр является величиной, представляющей собой количество скважин, имеющихся в группе.
ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ СКВАЖИНЫ - ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Средняя добыча нефти по скважине (Well Oil Production Mean, сокращенно WellOilProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество нефти, добытой из конкретной скважины за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут быть вычислены за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с последней реконструкции). Примером единицы измерения для WellOilProdRealMean является стандартный баррель нефти в сутки.
Средняя добыча воды по скважине (Well Water Production Mean, сокращенно WellWaterProdRealMean) - эта величина представляет собой среднее количество воды, добытой из конкретной скважины за выбранный период времени, в некоторых случаях начинающийся в настоящий момент и продолжающийся назад во времени. Средние значения могут быть вычислены за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, за срок службы, за время, прошедшее с последней реконструкции). Примером единицы измерения для WellWaterProdRealMean является стандартный баррель воды в сутки.
Далее в настоящем раскрытии рассматриваются различные вычисляемые величины, во многих случаях основанные на вышеописанных параметрах.
Средняя интенсивность добычи нефти по скважине относительно месторождения (Well Oil Production Rate Average with respect to the Field, сокращенно WellOilAvgwrtField) - вычисляемая величина WellOilAvgwrtField соотносит добычу нефти из отдельной скважины с месторождением и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой нефти, приходящегося на скважину в месторождении. Примером единицы измерения для WellOilAvgwrtField является стандартный баррель нефти в сутки.
Средняя интенсивность добычи нефти по скважине отосительно группы (Well Oil Production Rate Average with respect to the Pattern, сокращенно WellOilAvgwrtPattern) - вычисляемая величина WellOilAvgwrtPattern соотносит добычу нефти из отдельной скважины с группой, в которую входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой нефти, приходящегося на скважину в данной группе. Примером единицы измерения для WellOilAvgwrtPattern является стандартный баррель нефти в сутки.
Средняя интенсивность добычи воды по скважине относительно месторождения (Well Water Production Rate Average with respect to the Field, сокращенно WellWaterAvgwrtField) - вычисляемая величина WellWaterAvgwrtField соотносит добычу воды из отдельной скважины с месторождением, в которое входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой воды, приходящегося на скважину в данном месторождении. Примером единицы измерения для WellWaterAvgwrtField является стандартный баррель воды в сутки.
Средняя интенсивность добычи воды по скважине относительно группы (Well Water Production Rate Average, сокращенно WellWaterAvgwrtPattern) - вычисляемая величина WellWaterAvgwrtPattern соотносит добычу воды из отдельной скважины с группой, в которую входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего количества добытой воды, приходящегося на скважину в данной группе. Примером единицы измерения для WellWaterAvgwrtPattern является стандартный баррель воды в сутки.
Суммарная добыча жидкости в группе (Total Liquid Production in the Pattern, сокращенно PatternTotalLiqProdMean) - вычисляемая величина PatternTotalLiqProdMean представляет собой суммарную добычу жидкости (к примеру, комбинированную добычу воды и нефти) в группе и может быть вычислена следующим образом:
Примером единицы измерения для PatternTotalLiqProdMean является стандартный баррель в сутки.
Исходя из вышеприведенных различных параметров и вычисляемых величин могут определяться еще некоторые вычисляемые величины, что рассматривается далее. В широком смысле каждая из следующих вычисляемых величин может считаться представляющей собой нормированную величину, соотносящую эксплуатационные качества скважины (как по нефти, так и по воде) с группой и месторождением.
Индекс эксплуатационных качеств скважины по нефти относительно месторождения (Well Oil Performance Index with respect to the Field, сокращенно WellOilPerfwrtField) - вычисляемая величина WellOilPerfwrtField служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей нефти по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (6) видно, что WellOilPerfwrtField представляет собой безразмерное число.
Индекс эксплуатационных качеств скважины по нефти относительно группы (Well Oil Performance Index with respect to the Pattern, сокращенно WellOilPerfwrtPattern) - вычисляемая величина WellOilPerfwrtPattern служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей нефти по группе, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (7) видно, что WellOilPerfwrtPattern представляет собой безразмерное число.
Индекс эксплуатационных качеств скважины по воде относительно месторождения (Well Water Performance Index with respect to the Field, сокращенно WellWaterPerfwrtField) - вычисляемая величина WellWaterPerfwrtField служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей воды по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (8) видно, что WellWaterPerfwrtField представляет собой безразмерное число.
Индекс эксплуатационных качеств скважины по воде относительно группы (Well Water Performance Index with respect to the Pattern, сокращенно WellWaterPerfwrtPattern) - вычисляемая величина WellWaterPerfwrtPattern служит показателем того, насколько хорошие эксплуатационные качества имеет или имела конкретная скважина в сопоставлении со средней добычей воды в группе, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (9) видно, что WellWaterPerfwrtPattern представляет собой безразмерное число.
На основании вышеприведенных дополнительных вычисляемых величин, соотносящих эксплуатационные качества скважины с группой и с месторождением, можно дать характеристику прошлых и нынешних эксплуатационных качеств скважины по отношению к равным ей по уровню скважинам в группе и месторождении; однако, чтобы дважды не учитывать накладывающиеся влияния вкладов группы и месторождения в значение индекса текущих эксплуатационных качеств, могут использоваться определенные коэффициенты вклада. Примеры коэффициентов вклада представлены в нижеследующих абзацах.
Коэффициент текущего вклада месторождения в нефть скважины (Present Field Contribution Coefficient to Well Oil, сокращенно PFCCO) - вычисляемый коэффициент PFCCO учитывает добычу нефти по группе по отношению к добыче нефти по месторождению и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternOilProdRealMean, так и FieldOilProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент PFCCO является безразмерным.
Коэффициент текущего вклада группы в нефть скважины (Present Pattern Contribution Coefficient to Well Oil, сокращенно PPCCO) - вычисляемый коэффициент PPCCO представляет собой характеристику группы, учитывающую добычу нефти по группе по отношению к добыче нефти по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternOilProdRealMean, так и FieldOilProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент РРССО является безразмерным.
Коэффициент текущего вклада месторождения в воду скважины (Present Field Contribution Coefficient to Well Water, сокращенно PFCCW) - вычисляемый коэффициент PFCCW учитывает добычу воды по группе по отношению к добыче воды по месторождению и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternWaterProdRealMean, так и FieldWaterProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент PPCCW является безразмерным.
Коэффициент текущего вклада группы в воду скважины (Present Pattern Contribution Coefficient to Well Water, сокращенно PPCCW) - вычисляемый коэффициент PPCCW представляет собой характеристику группы, которая учитывает добычу воды в группе по отношению к добыче воды по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternWaterProdRealMean, так и FieldWaterProdRealMean является стандартный баррель в сутки, коэффициент PPCCO является безразмерным.
ИНДЕКС ТЕКУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Далее в настоящем раскрытии дается пример вычисления индекса текущих эксплуатационных качеств с использованием различных параметров, вычисленных выше. В частности, в некоторых вариантах осуществления изобретения индекс текущих эксплуатационных качеств скважины имеет пять компонентов: компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по нефти; компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по нефти; компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по воде; компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по воде; и компонент суммарного количества жидкости. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения индекс текущих эксплуатационных качеств для скважины может быть вычислен следующим образом:
где PPI представляет собой индекс текущих эксплуатационных качеств для скважины, FieldOilContr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по нефти, который может быть вычислен как
PattOilContr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по нефти, который может быть вычислен как
FieldH20Contr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне месторождения по воде, который может быть вычислен как
PattH20Contr представляет собой компонент вклада в эксплуатационные качества на уровне группы по воде, который может быть вычислен как
a TotalLiquid представляет собой компонент суммарного количества жидкости, который может быть вычислен как
Представленный в качестве примера индекс текущих эксплуатационных качеств в соответствии с формулой (14) представляет собой показатель текущих эксплуатационных качеств скважины, учитывающий вклады уровня месторождения и вклады уровня группы, и является безразмерным числом.
Далее в настоящем раскрытии рассматриваются примеры вариантов вычисления значений индекса будущих эксплуатационных качеств. В соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения значения индекса будущих эксплуатационных качеств учитывают характеристики уровня месторождения и уровня группы. В дальнейшем обсуждении сначала рассматриваются разнообразные параметры уровня месторождения, параметры уровня группы и параметры уровня скважины.
ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ - ИНДЕКС БУДУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Совокупная добыча нефти по месторождению в n-й год (Field Cumulative Oil Recovery at nth year, сокращенно FieldCumOilSim) - эта величина представляет собой совокупное ожидаемое количество нефти, добытой на уровне месторождения за выбранный период времени в будущем. Значение указанной величины может быть определено путем моделирования или симуляции резервуара с использованием какого-либо программного средства из числа разнообразных программных средств, предназначенных для моделирования. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для FieldCumOilSim является стандартный баррель нефти в сутки.
Совокупная добыча воды по месторождению в n-й год (Field Cumulative Water Recovery at nth year, сокращенно FieldCumWaterSim) - эта величина представляет собой совокупное ожидаемое количество воды, добытой на уровне месторождения за выбранный период времени в будущем. Значение указанной величины может быть определено путем моделирования или симуляции резервуара с использованием какого-либо программного средства из числа разнообразных программных средств, предназначенных для моделирования. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для FieldCumWaterSim является стандартный баррель нефти в сутки.
Некоторые параметры уровня месторождения, представленные в связи со значениями индекса текущих эксплуатационных качеств (к примеру, количество групп в месторождении, количество скважин в месторождении), также используются при расчете значений индекса будущих эксплуатационных качеств, но повторно не представляются.
ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ ГРУППЫ - ИНДЕКС БУДУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Совокупная добыча нефти по группе в n-й год (Pattern Cumulative Oil Recovery at nth year, сокращенно PattCumOilSim) - эта величина представляет собой совокупное ожидаемое количество нефти, добытой на уровне группы за выбранный период времени в будущем. Значение указанной величины может быть определено путем моделирования или симуляции резервуара с использованием какого-либо программного средства из числа разнообразных программных средств, предназначенных для моделирования. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для PatternCumOllSim является стандартный баррель нефти в сутки.
Совокупная добыча воды по группе в n-й год (Pattern Cumulative Water Recovery at nth year, сокращенно PatternCumWaterSim) - эта величина представляет собой совокупное ожидаемое количество воды, добытой на уровне группы за выбранный период времени в будущем. Значение указанной величины может быть определено путем моделирования или симуляции резервуара с использованием какого-либо программного средства из числа разнообразных программных средств, предназначенных для моделирования. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для PatternCumWaterSim является стандартный баррель воды в сутки.
Совокупное нагнетание воды по группе в n-й год (Pattern Cumulative Water Injection at nth year, сокращенно PatternWaterlnjSim) - эта величина представляет собой ожидаемое количество воды, нагнетенной на уровне группы (к примеру, учитывающее все нагнетательные скважины) за выбранный период времени. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для PatternWaterlnjSim является стандартный баррель воды в сутки.
ПАРАМЕТРЫ УРОВНЯ СКВАЖИНЫ - ИНДЕКС БУДУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Совокупная добыча нефти по скважине в n-й год (Well Cumulative Oil Recovery at nth year, сокращенно WellCumOilSim) - эта величина представляет собой совокупное ожидаемое количество нефти, добытой на уровне скважины за выбранный период времени в будущем. Значение указанной величины может быть определено путем моделирования или симуляции резервуара с использованием какого-либо программного средства из числа разнообразных программных средств, предназначенных для моделирования. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для WellCumOilSim является стандартный баррель нефти в сутки.
Совокупная добыча воды по скважине в n-й год (Well Cumulative Water Recovery at nth year, сокращенно WellCumWaterSim) - эта величина представляет собой совокупное ожидаемое количество воды, добытой на уровне скважины за выбранный период времени в будущем. Значение указанной величины может быть определено путем моделирования или симуляции резервуара с использованием какого-либо программного средства из числа разнообразных программных средств, предназначенных для моделирования. Значения определяемых путем симуляции величин могут вычисляться за любой подходящий период времени (к примеру, за сутки, неделю, месяц, год, десятилетие). Примером единицы измерения для WellCumWaterSim является стандартный баррель воды в сутки.
Далее в настоящем раскрытии рассматриваются различные вычисляемые величины, во многих случаях образуемые на основании вышеописанных параметров.
Средняя совокупная добыча нефти по скважине относительно месторождения (Well Cumulative Oil Recovery Average with respect to the Field, сокращенно WellCumOilAvgwrtField) - вычисляемая величина WellCumOilAvgwrtField соотносит ожидаемую добычу нефти из отдельной скважины с месторождением и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего ожидаемого количества нефти, которая будет добыта, приходящегося на скважину в месторождении. Примером единицы измерения для WellCumOilAvgwrtField является стандартный баррель нефти в сутки.
Средняя совокупная добыча воды по скважине относительно группы (Well Cumulative Oil Recovery Average with respect to the Pattern, сокращенно WellCumOilAvgwrtPattern) - вычисляемая величина WellCumOilAvgwrtPattern соотносит ожидаемую добычу воды из отдельной скважины с группой, в которое входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего ожидаемого количества нефти, которая будет добыта, приходящегося на скважину в группе. Примером единицы измерения для WellCumOilAvgwrtField является стандартный баррель нефти в сутки.
Средняя совокупная добыча нефти по скважине относительно месторождения (Well Cumulative Water Recovery Average with respect to the Field, сокращенно WellCumWaterAvgwrtField) - вычисляемая величина WellCumWaterAvgwrtField соотносит ожидаемую добычу нефти из отдельной скважины с месторождением, в которую входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего ожидаемого количества воды, которая будет добыта, на скважину в месторождении. Примером единицы измерения для WellCumWaterAvgwrtField является стандартный баррель воды в сутки.
Средняя совокупная интенсивность добычи воды по скважине относительно группы (Well Cumulative Water Recovery Rate Average with respect to the Pattern, сокращенно WellCumWaterAvgwrtPattern) - вычисляемая величина WellCumWaterAvgwrtPattern соотносит ожидаемую добычу воды из отдельной скважины с группой, в которую входит указанная скважина, и может быть вычислена следующим образом:
Иными словами, данная вычисляемая величина представляет собой показатель среднего ожидаемого количества воды, которая будет добыта, приходящегося на скважину в группе. Примером единицы измерения для WellCumWaterAvgwrtPattern является стандартный баррель воды в сутки.
Совокупная суммарная по группе добыча жидкости (Pattern Cumulative Total Liquid Recovery, сокращенно PatternCumTotalLiqProd) - вычисляемая величина PatternCumTotalLiqProd представляет собой ожидаемую суммарную добычу жидкости (к примеру, объединенную добычу воды и нефти) в группе, и может быть вычислена следующим образом:
Примером единицы измерения для PatternCumTotalLiqProd является стандартный баррель в сутки.
Исходя из вышеприведенных различных параметров и вычисляемых величин, относящихся к индексу будущих эксплуатационных качеств, могут определяться еще некоторые вычисляемые величины, что рассматривается далее. В широком смысле каждая из следующих вычисляемых величин может считаться представляющей собой нормированную величину, соотносящую ожидаемые эксплуатационные качества скважины (как по нефти, так и по воде) с группой и месторождением.
Совокупный индекс эксплуатационных качеств скважины по нефти относительно месторождения (Well Cumulative Oil Performance Index with respect to the Field, сокращенно WellCumOilPerfwrtField) - вычисляемая величина WellCumOilPerfwrtField служит показателем того, насколько хорошими являются ожидаемые эксплуатационные качества конкретной скважины в сопоставлении с ожидаемой средней добычей нефти по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (25) видно, что WellCumOilPerfwrtField представляет собой безразмерное число.
Совокупный индекс эксплуатационных качеств скважины по нефти относительно группы (Well Cumulative Oil Performance Index with respect to the Pattern, сокращенно WellCumOilPerfwrtPattern) - вычисляемая величина WellCumOilPerfwrtPattern служит показателем того, насколько хорошими являются ожидаемые эксплуатационные качества конкретной скважины в сопоставлении со ожидаемой средней добычей нефти в группе, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (26) видно, что WellCumOilPerfwrtPattern представляет собой безразмерное число.
Совокупный индекс эксплуатационных качеств скважины по воде относительно месторождения (Well Cumulative Water Performance Index with respect to the Field, сокращенно WellCumWaterPerfwrtField) - вычисляемая величина WellCumWaterPerfwrtField служит показателем того, насколько хорошими являются ожидаемые эксплуатационные качества конкретной скважины в сопоставлении со ожидаемой средней добычей воды по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (27) видно, что WellCumWaterPerfwrtField представляет собой безразмерное число.
Совокупный индекс эксплуатационных качеств скважины по воде относительно группы (Well Cumulative Water Performance Index with respect to the Pattern, сокращенно WellCumWaterPerfwrtPattern) - вычисляемая величина WellCumWaterPerfwrtPattern служит показателем того, насколько хорошими являются ожидаемые эксплуатационные качества конкретной скважины в сопоставлении со ожидаемой средней добычей воды по месторождению, и может быть вычислена следующим образом:
Из рассмотрения единиц измерения в правой части формулы (28) видно, что WellCumWaterPerfwrtPattern представляет собой безразмерное число.
На основании вышеприведенных дополнительных вычисляемых величин, соотносящих ожидаемые эксплуатационные качества скважины с группой и с месторождением, можно дать характеристику ожидаемых эксплуатационных качеств скважины по отношению к равным ей по уровню скважинам в группе и месторождении; однако, чтобы дважды не учитывать накладывающиеся влияния ожидаемых вкладов группы и месторождения в значение индекса будущих эксплуатационных качеств, могут использоваться определенные коэффициенты вклада. Примеры коэффициентов вклада представлены в нижеследующих абзацах.
Коэффициент потенциального вклада месторождения в нефть скважины (Potential Field Contribution Coefficient to Well Oil, сокращенно PotFCCO) - вычисляемый коэффициент PotFCCO учитывает ожидаемую добычу нефти по группе относительно ожидаемой добычи нефти по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternCumOilProdSim, так и FieldCumOilProdSim является стандартный баррель в сутки, коэффициент PotFCCO является безразмерным.
Коэффициент потенциального вклада группы в нефть скважины (Potential Pattern Contribution Coefficient to Well Oil, сокращенно PotPCCO) - вычисляемый коэффициент PotPCCO представляет собой характеристику группы, которая учитывает ожидаемую добычу нефти по группе относительно ожидаемой добычи нефти по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternCumOilProdSim, так и FieldOilProdSim является стандартный баррель в сутки, коэффициент PotPCCO является безразмерным.
Коэффициент потенциального вклада месторождения в воду скважины (Potential Field Contribution Coefficient to Well Water, сокращенно PotFCCW) - вычисляемый коэффициент PotFCCW учитывает ожидаемую добычу воды по группе относительно ожидаемой добычи воды по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternCumWaterProdSim, так и FieldCumWaterProdSim является стандартный баррель в сутки, коэффициент PotPCCW является безразмерным.
Коэффициент потенциального вклада группы в воду скважины (Potential Pattern Contribution Coefficient to Well Water, сокращенно PotPCCW) - вычисляемый коэффициент PotPCCW представляет собой характеристику группы, которая учитывает добычу воды по группе относительно добычи воды по месторождению, и может быть вычислен следующим образом:
Поскольку единицей измерения как PatternCumWaterProdSim, так и FieldCumWaterProdSim является стандартный баррель в сутки, коэффициент PotFCCW является безразмерным.
ИНДЕКС БУДУЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ
Далее в настоящем раскрытии дается пример вычисления индекса будущих эксплуатационных качеств с использованием различных параметров, вычисленных выше. В частности, в некоторых вариантах осуществления изобретения индекс будущих эксплуатационных качеств скважины имеет пять компонентов: компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне месторождения по нефти; компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне группы по нефти; компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне месторождения по воде; компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне группы по воде; и компонент суммарного ожидаемого количества жидкости. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения индекс будущих эксплуатационных качеств для скважины может быть вычислен следующим образом:
где FPI представляет собой индекс будущих эксплуатационных качеств для скважины, FieldOilContrE представляет собой компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне месторождения по нефти, который может быть вычислен как
PattOilContrE представляет собой компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне группы по нефти, который может быть вычислен как
FieldH20ContrE представляет собой компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне месторождения по воде, который может быть вычислен как
PattH20ContrE представляет собой компонент вклада в ожидаемые эксплуатационные качества на уровне группы по воде, который может быть вычислен как
a TotalExpLiquid представляет собой компонент суммарного ожидаемого количества жидкости, который может быть вычислен как
Представленный в качестве примера индекс текущих эксплуатационных качеств в соответствии с формулой (33) представляет собой показатель ожидаемых будущих эксплуатационных качеств скважины, учитывающий вклады уровня месторождения и вклады уровня группы, и является безразмерным числом.
Закончив рассмотрение примерных вариантов образования индекса текущих эксплуатационных качеств и индекса будущих эксплуатационных качеств, настоящее раскрытие далее переходит к рассмотрению комбинирования указанных индексов с целью образования исходной информации для выбора скважины для добычи углеводородов, подлежащей операции реконструкции. В частности, в некоторых вариантах осуществления изобретения индексы текущих и будущих эксплуатационных качеств комбинируются графически с целью отображения для человека-оператора (к примеру, инженера по добыче). Фиг. 4 представляет график в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения. Конкретно, фиг. 4 представляет многомерный график (в иллюстративном случае на фиг. 4 - двумерный график), на котором ось X представляет собой индекс текущих эксплуатационных качеств, а ось Y представляет собой индекс будущих эксплуатационных качеств. Соответственно, иллюстративный график на фиг. 4 может быть мысленно разделен на четыре квадранта. Квадрант 400, где как индекс текущих эксплуатационных качеств, так и индекс будущих эксплуатационных качеств имеют положительные значения, соответствует «хорошим» текущим и будущим эксплуатационным качествам. Квадрант 402, где индекс текущих эксплуатационных качеств является отрицательным, а индекс будущих эксплуатационных качеств является положительным, соответствует «плохим» текущим эксплуатационным качествам, но при этом «хорошим» будущим эксплуатационным качествам. Квадрант 404, где как индекс текущих эксплуатационных качеств, так и индекс будущих эксплуатационных качеств являются отрицательными, соответствует «плохим» текущим и будущим эксплуатационным качествам. Наконец, квадрант 406, где индекс текущих эксплуатационных качеств является положительным, а индекс будущих эксплуатационных качеств является отрицательным, соответствует «хорошим» текущим эксплуатационным качествам, но при этом «плохим» будущим эксплуатационным качествам.
При анализе месторождения с целью выбора кандидатов на реконструкцию для каждой скважины вычисляются значение индекса текущих эксплуатационных качеств и значение индекса будущих эксплуатационных качеств. В некоторых вариантах осуществления изобретения индексы текущих и будущих эксплуатационных качеств комбинируются графически таким образом, что индикатор индекса текущих эксплуатационных качеств и индекса будущих эксплуатационных качеств каждой скважины наносится на многомерный график (индикатор, указанным образом нанесенный на график, может называться комбинированным индексом). На фиг. 4 в качестве примера представлены пять индикаторов - два в квадранте 400 и по одному в квадрантах 402, 404 и 406. Скважины, соотнесенные с индикаторами 408 и 410, имеют «хорошие» текущие эксплуатационные качества и «хорошие» ожидаемые будущие эксплуатационные качества, и поэтому вряд ли будут выбраны для реконструкции. Скважина, соотнесенная с индикатором 412, имеет «плохие» текущие эксплуатационные качества, но «хорошие» ожидаемые будущие эксплуатационные качества, и поэтому вряд ли будет выбрана для реконструкции. Скважина, соотнесенная с индикатором 414, имеет «хорошие» текущие эксплуатационные качества, но «плохие» ожидаемые будущие эксплуатационные качества. Наконец, скважина, соотнесенная с индикатором 416, имеет «плохие» текущие эксплуатационные качества и «плохие» ожидаемые будущие эксплуатационные качества. Таким образом, из числа скважин, соотнесенных с индикаторами, приведенными в качестве примера на фиг. 4, для реконструкции, вероятно, будет выбрана скважина, к которой относится индикатор 414.
Также со ссылкой на фиг. 4 рассматривается ситуация, в которой инженер по добыче должен выбирать для реконструкции только скважины, индикаторы которых находятся в квадранте 400. Хотя в этой иллюстративной ситуации скважина, связанная с индикатором 410, имеет «хорошие» текущие эксплуатационные качества, ее будущие эксплуатационные качества низкие, и поэтому скважина, к которой относится индикатор 410, может быть выбрана для реконструкции. В такой ситуации способом информирования компьютерной системы о том, какая скважина выбрана для операций реконструкции, может быть «выбор» инженером по добыче индикатора 410 (к примеру, наведение курсора или указателя на индикатор 410 и «щелчок» по нему).
В других вариантах осуществления компьютерная система, которая вычисляет индексы текущих и будущих эксплуатационных качеств, может автоматически выбирать скважину для операций реконструкции. Имеется в виду, что на основании индексов текущих и будущих эксплуатационных качеств компьютерная система может выбирать скважину для реконструкции без выполнения оператором какого-либо ввода информации. В таких «автоматических» вариантах осуществления изобретения компьютерная система может делать выбор, применяя заранее заданные правила и/или искусственный интеллект в отношении образованных индексов. Например, компьютерная система может выполнять выбор среди тех скважин, соответствующие индикаторы которых, если бы были нанесены на график, находились бы в квадранте 404. Следует принять во внимание, что для выполняемого компьютером выбора без пользовательского ввода необходимость физического нанесения индикаторов на график как части операции выбора может отсутствовать.
В других случаях компьютерная система может математически комбинировать индекс текущих эксплуатационных качеств и индекс будущих эксплуатационных качеств для каждой скважины с целью формирования комбинированного индекса, а затем компьютерная система может выбирать скважину для реконструкции из множества скважин на основании значений комбинированных индексов. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения компьютерная система может образовывать комбинированные индексы путем суммирования для каждой скважины индекса текущих эксплуатационных качеств и индекса будущих эксплуатационных качеств. Таким образом, скважины с «хорошими» текущими эксплуатационными качествами и будущими эксплуатационными качествами будут иметь большую величину комбинированных индексов, а скважины с «плохими» текущими эксплуатационными качествами и будущими эксплуатационными качествами будут иметь меньшую величину комбинированных индексов. Автоматический выбор может, таким образом, быть выбором, основанным на нахождении скважины с наименьшим комбинированным индексом.
В различных вариантах осуществления, рассмотренных выше, предполагалось, что выбор скважины для реконструкции требовался для отдельной скважины из месторождения или группы; однако в других вариантах осуществления изобретения рассмотренные критерии выбора могут использоваться для принятия решений на уровне группы. Например, агрегаты для реконструкции скважин, хотя и более мобильны, чем буровые платформы, все же имеют значительные размеры и большую стоимость перемещения с одного места на другое. Первоначальным решением, принятие которого может требоваться инженеру по добыче, может быть решение в отношении того, в какой группе скважин месторождения с множеством групп скважин разместить агрегат для реконструкции скважин (после чего может выполняться выбор отдельных скважин в указанной группе). Путем сложения индексов текущих эксплуатационных качеств всех скважин группы и аналогичного сложения индексов будущих эксплуатационных качеств всех скважин группы могут определяться индекс текущих эксплуатационных качеств уровня группы и индекс будущих эксплуатационных качеств уровня группы. Путем комбинирования указанных индексов уровня группы (выполняемого, например, путем нанесения на график аналогично фиг. 4), инженер по добыче может принимать решение в отношении того, в какой группе следует разместить агрегат для реконструкции скважин. Затем могут приниматься решения на уровне скважины, как указано выше.
Фиг. 5 иллюстрирует компьютерную систему 500 в соответствии с по меньшей мере некоторыми вариантами осуществления изобретения. Какие-либо или все варианты осуществления настоящего изобретения, в которых используется вычисление индексов эксплуатационных качеств уровня скважины или группы, отображение выбранных индексов и/или идентификация скважин/групп для реконструкции, могут быть реализованы полностью или частично в компьютерной системе, например, такой как представленная на фиг. 5, или компьютерных системах, разработанных в будущем. В частности, компьютерная система 500 содержит основной процессор 510, соединенный с основной памятью 512 и с различными компонентами компьютерной системы через встроенный ведущий мост 514. Основной процессор 510 может быть устройством с одним процессорным ядром или процессором, в котором используется несколько процессорных ядер. Кроме того, в компьютерной системе 500 может использоваться несколько основных процессоров 510. Основной процессор 510 соединен с ведущим мостом 514 посредством ведущей шины 516, либо ведущий мост 514 может быть встроен в основной процессор 510. Таким образом, компьютерная система 500 может использовать другие конфигурации шины или шинные мосты в дополнение к представленным на фиг. 5 или вместо них.
Основная память 512 соединена с ведущим мостом 514 через шину памяти 518. Таким образом, ведущий мост 514 содержит модуль управления памятью, управляющий операциями с основной памятью 512 путем формирования сигналов управления для доступа к памяти. В других вариантах осуществления изобретения функции модуля управления памятью выполняет сам основной процессор 510, и основная память 512 может соединяться с основным процессором 510 непосредственно. Основная память 512 функционирует в качестве рабочей памяти для основного процессора 510 и содержит запоминающее устройство или группу запоминающих устройств, в которых сохраняются программы, команды и данные. Основная память 512 может содержать запоминающие устройства любого приемлемого типа, например, динамическое оперативное запоминающее устройство (dynamic random access memory, DRAM) или любой из многочисленных типов устройств DRAM, например, синхронное устройство DRAM (synchronous DRAM, SDRAM), DRAM с расширенными возможностями вывода данных (extended data output DRAM, EDODRAM) или DRAM типа Rambus (RDRAM). Основная память 512 служит примером долговременного машиночитаемого носителя информации, хранящего программы и команды; другими примерами служат дисковые накопители и запоминающие устройства на основе флэш-памяти.
Рассматриваемая в качестве примера компьютерная система 500 также содержит второй мост 528, соединяющий основную шину 526 расширения с различными вспомогательными шинами расширения, например, с шиной 530 с малым количеством контактов (low pin count, LPC) и с шиной 532 подключения периферийных компонентов (peripheral components interconnect, PCI). Мост 528 может поддерживать и многие другие типы вспомогательных шин расширения.
Хранилище 536 микропрограммы соединено с мостом 528 посредством шины 530 LPC. Хранилище 536 микропрограммы содержит постоянное запоминающее устройство (ROM), в котором содержатся программы, выполняемые основным процессором 510. В число указанных программ входят программы, выполняемые во время и непосредственно после операций самопроверки при включении питания (power on self test, POST), а также код обращения к памяти. Указанные операции POST и код обращения к памяти выполняют в компьютерной системе различные функции перед передачей управления указанной компьютерной системой операционной системе. Компьютерная система 500 дополнительно содержит плату 538 сетевого интерфейса (network interface card, NIC), в качестве иллюстрации подключенную к шине 532 PCI. NIC 538 служит для соединения компьютерной системы 500 с сетью связи, например, с интернетом или с локальными или глобальными сетями.
Компьютерная система 500, что также показано на фиг. 5, может дополнительно содержать универсальный контроллер 540 ввода/вывода (input/output, I/O), соединенный с мостом 528 посредством шины 530 LPC. Универсальный контроллер 540 ввода/ вывода управляет многими функциями компьютерной системы, например, взаимодействием с разнообразными устройствами ввода и вывода, например, с клавиатурой 542, указывающим устройством 544 (к примеру, с мышью), указывающим устройством 546, выполненным в форме игрового контроллера, различными последовательными портами, накопителями на гибких дисках и другими дисковыми накопителями. Универсальный контроллер 540 ввода/вывода часто называют «универсальным» из-за обилия функций ввода-вывода, которые он выполняет.
Компьютерная система 500 может дополнительно содержать графическое устройство 550 обработки данных или графический процессор (graphics processing unit, GPU), соединенное с ведущим мостом 514 посредством шины 552, например, шины PCI Express (PCI-E) или шины Advanced Graphics Processing (AGP). В равной степени могут быть использованы другие шинные системы, в том числе шинные системы, разработанные в будущем. Кроме того, графическое устройство 550 обработки данных может, как вариант, соединяться с основной шиной 526 расширения или с одной из вспомогательных шин расширения (к примеру, с шиной 532 PCI). Графическое устройство 550 обработки данных соединено с устройством 554 отображения, которое может содержать любое приемлемое электронное устройство отображения, на котором может строиться и/или отображаться произвольное изображение или текст. Графическое устройство 550 обработки данных может содержать встроенный процессор 556, а также встроенную память 558. Процессор 556, таким образом, может выполнять графическую обработку в соответствии с командами основного процессора 510. При этом память 558 может иметь значительный объем, порядка нескольких сотен мегабайт или более. Таким образом, получив единовременно команду основного процессора 510, графическое устройство 550 обработки данных может выполнять значительный объем вычислений, относящихся к подлежащим демонстрации на устройстве отображения графическим изображениям, и в итоге выполнять демонстрацию указанных изображений без дальнейшего участия основного процессора 510.
В настоящем раскрытии и в формуле изобретения некоторые компоненты могут быть описаны в терминах алгоритмов и/или шагов, выполняемых программным приложением, которое может быть представлено на долговременном носителе информации (т.е. отличном от несущей волны или сигнала, распространяющегося по проводнику). Различные варианты осуществления также относятся к системе для выполнения различных шагов и операций в соответствии с приведенным здесь раскрытием. Эта система может быть специализированным устройством, например, электронным устройством, или может содержать один или несколько компьютеров общего назначения, которые могут функционировать в соответствии с командами программы с целью выполнения описанных здесь шагов. Для выполнения таких функций множество компьютеров может быть объединено в сеть. Команды программы могут сохраняться на любом машиночитаемом носителе информации, например, на магнитном или оптическом диске, на картах, в памяти и т.п.
Ссылки на «один вариант осуществления», «вариант осуществления», «конкретный вариант осуществления» указывают, что определенный элемент или характеристика включены в по меньшей мере один вариант осуществления настоящего изобретения. Выражения «в одном варианте осуществления», «вариант осуществления» и «конкретный вариант осуществления» могут встречаться в различных местах, но это необязательно означает, что данные выражения относятся к одному и тому же варианту осуществления.
По приведенному здесь раскрытию специалист в данной области техники легко сможет объединить программное обеспечение, созданное в соответствии с настоящим раскрытием, с подходящей компьютерной аппаратурой общего назначения или специального назначения с целью построения компьютерной системы и/или компьютерных субкомпонентов в соответствии с приведенными различными вариантами осуществления, с целью построения компьютерной системы и/или компьютерных субкомпонентов для выполнения способов в соответствии с различными вариантами осуществления и/или для изготовления машиночитаемого носителя, на котором сохраняется программа, предназначенная для осуществления аспектов способа в соответствии с приведенными различными вариантами осуществления.
Вышеприведенное раскрытие имеет целью служить иллюстрацией принципов и различных вариантов осуществления настоящего изобретения. Многочисленные разновидности и модификации должны стать очевидны специалисту в данной области техники после понимания вышеприведенного раскрытия изобретения в полной мере. Предполагается, что нижеследующая формула изобретения должна трактоваться как охватывающая все такие разновидности и модификации.