ОЦЕНКА СЕТЕЙ ПОТОКОВ

1. Способ оценки сети потока нефти и газа, включающий:
(1) сбор данных за прошлые периоды и/или оперативных данных, относящихся к состоянию множества контрольных точек в разных ветвях в сети потока и одному или более интересующим параметрам потока в одной или более линиях тока сети потока;
(2) определение временных интервалов в данных, в течение которых контрольные точки и параметр (параметры) потока находятся в устойчивом состоянии; и
(3) извлечение статистических данных, представляющих некоторые или все интервалы устойчивого состояния, определенные на этапе (2), чтобы таким образом представлять исходные данные с этапа (1) в компактном виде.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение временного интервала устойчивого состояния для контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока требует периода времени, превышающего заданный минимум, в течение которого значения контрольной точки не выходили за пределы определенного порога.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что определение интервала устойчивого состояния требует, чтобы ожидаемое среднее значение параметра (параметров) потока не изменялось значительно со временем в течение предполагаемого интервала устойчивого состояния.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что ожидаемое среднее значение параметра потока считается значительно не изменяющимся со временем, если среднее значение для первой части предполагаемого интервала устойчивого состояния, по сравнению со средним значением для второй части, изменяется не более чем на 10%, предпочтительно, не более чем на 5%.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что этап (2) включает определение трех или более отдельных временных интервалов в данных, в течение которых контрольные точки и параметр (параметры) потока находятся в устойчивом состоянии.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что определение интервала устойчивого состояния требует, чтобы соответствующий параметр (параметры) потока возникал (возникали) из слабо стационарного процесса (процессов), в результате чего моменты вплоть до второго порядка зависят только от временной разности.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что определение того, что для заданного временного интервала имеется устойчивое состояние, включает аппроксимацию прямыми и параболами всех точек данных для параметра потока в течение интервала, причем прямая линия имеет постоянный член и линейный член, а парабола будет иметь постоянный член, линейный член и квадратичный член, и при этом линейные и квадратичные члены и/или линии используются для определения того, можно ли считать параметр потока устойчивым состоянием.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что определение устойчивого состояния включает требование, чтобы контрольные точки не изменялись в течение минимального времени до 12 часов до момента, когда может начинаться временной интервал устойчивого состояния.
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что период времени для потенциального интервала устойчивого состояния не продолжается после момента, когда будут внесены новые изменения в любую из контрольных точек.
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, включающий использование данных за прошлые периоды и, необязательно, включающий использование как данных за прошлые периоды, так и оперативных данных.
11. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что способ повторяется и/или выполняется непрерывно, чтобы обеспечить постоянную оценку сети потока.
12. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что этап (1) включает сбор данных, измеренных непосредственно в отношении состояния контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока, и, необязательно, сбор данных, полученных с использованием алгоритмов наблюдений в отношении измеренных данных, упомянутых выше.
13. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что этап (3) включает сбор статистических данных в табличной форме и, необязательно, хранение указанных данных.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что на этапе (3) представляется сжатая таблица данных, и способ включает, на этапе (2), определение множества областей данных, в которых все контрольные точки и все параметры потока находятся в устойчивом состоянии, а затем, на этапе (3), получение статистики, представляющей каждый из интервалов устойчивого состояния, и сбор указанной статистики в сжатую базу данных.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что сжатая таблица данных содержит информацию об интервалах устойчивого состояния, такую как время начала, продолжительность, и/или статистическую информацию, такую как одно или более из среднего значения, медианы, дисперсии, постоянного члена, линейного члена, коэффициента детерминации R-квадрат и/или количества точек выборки.
16. Способ по любому из предшествующих пунктов, включающий использование интервалов устойчивого состояния, определенных на этапе (2), при оценке факторов, связанных с производительностью сети потока.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что статистические данные, полученные на этапе (3), используются для определения соотношений между состоянием контрольных точек и параметров потока, а также для обеспечения создания локальной модели для представления указанных соотношений.
18. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что контрольные точки представляют собой любые устройства, выполненные с возможностью применять управляемую регулировку к сети потока, в частности, регулировку потока флюида внутри сети, такие как один или более из: клапанов управления потоком, насосов, компрессоров, форсунок газлифта, дроссельных устройств и т.д.
19. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что измеряемый параметр (параметры) потока представляет собой любой параметр, на который влияет регулировка (регулировки), применяемая в контрольной точке (точках), такой как одно или более из: давления, расхода (по объему или по скорости потока), уровня потока, температуры, соотношения газа к жидкости, пропорций определенных компонентов в потоке, плотности, рН и т.д.
20. Способ по любому из предшествующих пунктов, включающий определение регулировок, сделанных в одной или более контрольных точках, которые приводят к изменениям одного или более параметров потока, и определение соотношений между состоянием контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока путем генерирования одной или боле локальных моделей для системы, на основании состояния контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока, до и после регулировок.
21. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что один или более параметров потока относятся к одной или более линиям тока, в которые объединены потоки более чем одной из различных ветвей в сети потока.
22. Способ оценки сети потока нефти и газа, включающий:
(1) сбор данных за прошлые периоды и/или оперативных данных, относящихся к состоянию множества контрольных точек в разных ветвях в сети потока и одному или более интересующим параметрам потока в одной или более линиях тока сети потока;
(2) определение временных интервалов в данных, в течение которых контрольные точки и параметры потока находятся в устойчивом состоянии; и
(3) необязательно, извлечение статистических данных, представляющих некоторые или все интервалы устойчивого состояния, определенные на этапе (2), чтобы таким образом представлять исходные данные, полученные на этапе (1), в компактном виде;
определение соотношений между состоянием контрольной точки (точек) и параметром (параметрами) потока, путем генерирования одной или более локальных моделей для системы на основании состояния контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока, а также интервалов устойчивого состояния добычи; и
предпочтительно, использование указанных соотношений при оценке факторов, относящихся к производительности сети потока.
23. Способ оценки сети потока нефти и газа, включающий:
сбор данных за прошлые периоды и/или оперативных данных, относящихся к состоянию множества контрольных точек в разных ветвях в сети потока и одному или более параметрам потока в одной или более линиях тока сети потока, в которые объединены потоки более чем одной из разных ветвей;
определение регулировок, сделанных в одной или более контрольных точках, которые приводят к изменениям одного или более параметров потока;
определения соотношений между состоянием контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока путем генерирования одной или боле локальных моделей для системы на основании состояния контрольной точки (точек) и параметра (параметров) потока до и после регулировок; и
использование указанных соотношений при оценке факторов, относящихся к производительности сети потока.
24. Данные, полученные способом по любому из пп. 1-20, которые могут, например, содержать сжатую таблицу данных.
25. Локальная модель или локальные модели, полученные способом по пп. 17, 20, 22 или 23.
26. Использование данных или локальной модели (моделей) по пп. 24 или 25 при управлении или оценке сети потока нефти и газа.
27. Устройство обработки данных для оценки сети потока нефти и газа, содержащей множество ветвей и множество контрольных точек, причем множество контрольных точек находятся в разных ветвях сети потока, при этом устройство содержит: прибор анализа данных, выполненный с возможностью выполнения способа по любому из пп. 1-23
28. Компьютерный программный продукт, содержащий команды для выполнения устройством обработки данных, выполненным с возможностью приема данных, связанных с контрольными точками и параметрами потока в сети потока; при этом команды при выполнении настраивают устройство обработки данных для выполнения способа по любому из пп. 1-23.