Система извлечения природных ресурсов и способ

Группа изобретений относится к области извлечения ресурсов из подземных резервуаров путем закачивания жидкостей и газов в эти резервуары. Технический результат – повышение эффективности извлечения ресурсов и надежности используемых систем. Способ включает получение группы функций соотношения жидкости к газу из памяти запоминающего устройства. Указанную группу функций подбирают для резервуара с жидким природным ресурсом. С помощью функций соотношения жидкости к газу определяют различные соотношения, с которыми количество жидкости - воды к количеству газа закачивают в резервуар для извлечения жидкого природного ресурса из резервуара. Функциями соотношения жидкости к газу определяют соотношения как постоянно изменяющиеся и постоянно возрастающие со временем соотношения после периода времени непрерывного закачивания газа. Осуществляют выбор первой функции соотношения жидкости к газу. Осуществляют многократное чередование между закачиванием газа в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением из соотношений, определенных выбранной первой функцией соотношения жидкости к газу, и закачиванием жидкости в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением; и изменение, с течением времени, соотношения, с которым жидкость и газ закачивают в резервуар, в соответствии с первой функцией соотношения жидкости к газу. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Приоритет настоящей заявки заявляется по дате подачи предварительной заявки на патент США №62/047709, которая была подана 9 сентября 2014 года и озаглавлена «СИСТЕМА И СПОСОБ ПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ПРЕДСТАВЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ WAG СХЕМЫ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПО ИЗВЛЕЧЕНИЮ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ ИЗ КОНКРЕТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ», и полное раскрытие которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0002] Варианты выполнения описанного в настоящем документе изобретения относятся к системам и способам, с помощью которых извлекают ресурсы из подземных резервуаров путем закачивания жидкостей и газов в эти резервуары.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Добыча нефти третичными методами с использованием диоксида углерода все чаще становится популярным способом извлечения нефти. Этот тип извлечения включает закачивание углекислого газа (CO2) в подземный резервуар для извлечения нефти из этого резервуара. Для извлечения нефти можно использовать значительные объемы CO2. Учитывая объемы CO2, которые необходимо закачивать в резервуар, этот тип извлечения часто происходит в условиях, в которых CO2 находится в стесненных условиях и является сильно ограниченным по запасу продуктом. Это может потребовать от операторов максимально использовать текущий CO2, доступный на рынке.

[0004] Эффективное использование CO2 для добычи нефти третичными методами включает различные альтернативные способы, такие как процесс чередующегося закачивания воды и газа (WAG). Способ WAG включает периодическое чередование закачивания CO2 и воды в резервуар по схеме с целью выталкивания оставшейся нефти из резервуара. Эффективное использование WAG требует удовлетворения множества ограничений при стремлении увеличить скорость добычи нефти. Неправильно спроектированные схемы WAG могут привести к низкому производству и раннему прорыву воды и/или газа, делая, тем самым, извлечение нефти рентабельным только на короткие промежутки времени.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0005] В одном варианте выполнения способ (например, для извлечения природного ресурса из резервуара) включает получение группы функций соотношения жидкости и газа, которую специально подбирают для резервуара с жидким природным ресурсом. Функции соотношения жидкости и газа обозначают различные соотношения, при которых жидкость и газ закачивают в резервуар для извлечения жидкого природного ресурса из резервуара. Функции соотношения жидкости и газа обозначают соотношения, как постоянно изменяющиеся во времени соотношения. Способ также включает выбор первой функции соотношения жидкости и газа и многократное чередование между закачиванием газа в резервуар с одной или несколькими из: скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением из соотношений, определенных первой функцией соотношений жидкости и газа, которую выбирают, и закачиванием жидкости в резервуар с одной или несколькими из: скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением. Способ также включает изменение, с течением времени, соотношения, с которым жидкость и газ закачивают в резервуар в соответствии с первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0006] В другом варианте выполнения система (например, система извлечения природных ресурсов) содержит контроллер, выполненный с возможностью получения группы функций соотношения жидкости и газа, которые специально подобраны для резервуара с жидким природным ресурсом. Функции соотношения жидкости и газа обозначают различные соотношения, при которых жидкость и газ закачивают в резервуар для извлечения жидкого природного ресурса из резервуара. Функции соотношения жидкости и газа обозначают соотношения как постоянно изменяющиеся во времени соотношения. Контроллер также выполнен с возможностью выбора первой функции соотношения жидкости и газа и для передачи управляющих сигналов в жидкостной насос и газовый насос для многократного чередования между указанием газовому насосу закачивать газ в резервуар с одним или несколькими из: скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением из соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости и газа, которую выбирают, и указанием жидкостному насосу закачивать жидкость в резервуар с одним или несколькими из: скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением. Контроллер выполнен с возможностью изменения, с течением времени, соотношения, с которым жидкость и газ закачивают в резервуар в соответствии с первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0007] В другом варианте выполнения способ (например, для создания функций соотношения жидкости и газа) включает получение параметров извлечения природных ресурсов, связанных с извлечением жидкого природного ресурса из резервуара с жидким природным ресурсом путем закачивания жидкости и газа в резервуар, и специальный подбор группы функций соотношения жидкости и газа для этого резервуара. Каждая из функций соотношения обозначает соотношения, которые постоянно изменяются как функция времени. Соотношения обозначают одну или несколько из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и одной или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар. Функции соотношения жидкости и газа специально подбирают на основе параметров извлечения природных ресурсов. Способ также включает указание на изменение одного или нескольких из: скорости жидкости, которую закачивают в резервуар, количества жидкости, которую закачивают в резервуар, скорости газа, который закачивают в резервуар, или количество газа, который закачивают в резервуар, путем сообщения одной или нескольких функций соотношения жидкости и газа контроллеру, который управляет одним или нескольким из: скоростью жидкости, которую закачивают в резервуар, количеством жидкости, которую закачивают в резервуар, скоростью газа, который закачивают в резервуар, или количеством газа, который закачивают в резервуар.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0008] Изобретение, описанное в настоящем документе, будет лучше понятно из последующего описания неограничивающих вариантов выполнения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

[0009] Фиг. 1 изображает группу функций соотношения жидкости и газа в соответствии с одним примером;

[0010] Фиг. 2А и 2В изображают блок-схему последовательности операций одного варианта выполнения способа 200 для извлечения природного ресурса из резервуара;

[0011] Фиг. 3 изображает один вариант выполнения системы для извлечения природных ресурсов;

[0012] Фиг. 4 иллюстрирует работу регулятора WAG согласно одному варианту выполнения; и

[0013] Фиг. 5 изображает блок-схему последовательности операций способа определения функции соотношения для резервуара.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0014] Один или несколько вариантов выполнения, описанных в настоящем документе, обеспечивают системы и способы для разработки и/или реализации функций соотношения жидкости и газа (также называемых в настоящем документе схемами WAG), которые специально подбирают для резервуаров подземных жидких природных ресурсов, чтобы увеличить количество жидких природных ресурсов (например, нефти), которые извлекают из резервуаров, при этом работают в рамках ограничений, таких как количество газа (например, СО2), которое доступно. Функции могут быть определены и реализованы, а их выходные данные проверяют для дальнейшего уточнения или изменения функций.

[0015] Некоторыми параметрами, используемыми для управления извлечением природных ресурсов, являются скорости или количества жидкости (например, воды) и газа (например, СО2), закачиваемых в резервуар, время, в которое закачиваемую среду (например, жидкость и газ), закачиваемую в резервуар, меняют на другую закачиваемую среду, а также время, в которое изменяют скорости или количества закачиваемых сред и/или время, в которое закачиваемые среды переключают. В одном аспекте изобретения, описанного в настоящем документе, количества жидкости и газа и/или скорости, с которыми жидкость и газ по отдельности закачивают в резервуар, определяются соотношением количества или скорости жидкости и количества или скорости газа. Соотношение может меняться с течением времени. Например, функция соотношения жидкости и газа или соотношение WAG может обозначать разные соотношения жидкости и газа в разное время. С течением времени соотношение жидкости и газа, которые закачиваются в резервуар, меняется.

[0016] Функция соотношения может с течением времени увеличить соотношение объемов жидкости и газу, которые закачивают в резервуар, в то время как объем газа, который закачивают в резервуар, остается постоянным (или уменьшается). В качестве альтернативы, соотношения могут изменяться другим образом. Функция соотношения может, с течением времени, представлять собой неубывающие кривые, отражающие возрастающие объемы закачиваемой жидкости в резервуар относительно постоянных или уменьшающихся объемов газа, закачиваемого в резервуар. Неубывающими кривыми могут быть сигмоидальные функции или кривые, обратная экспоненциальная кривая или другой тип уменьшающейся кривой.

[0017] При работе жидкость и газ поочередно закачивают в резервуар в разное время в количествах (или со скоростями), определяемых функцией соотношения для этого резервуара. С течением времени функция соотношения указывает на необходимость использования разных соотношений. Периодически, непрерывно или произвольно, функция соотношения может быть проверена, чтобы определить, используется ли другое соотношение. Если это так, то для изменения закачиваемых объемов (или скоростей закачивания) жидкости и газа в резервуар используется другое соотношение. Этот процесс может повторяться для многократного изменения соотношения.

[0018] В одном аспекте семейство (например, группа) различных функций соотношения может быть определено для одного и того же резервуара. Функция соотношения, используемая для определения соотношения жидкости и газа, которые закачивают в резервуар, может быть изменена на другую функцию соотношения. Это изменение может происходить в ответ на подачу одного или нескольких закачиваемых сред, таких как газ, изменяя (например, уменьшая) и/или в ответ на выход природного ресурса, извлекаемого из резервуара, уменьшающегося ниже ожидаемого или заданного количества (например, порога, связанного с функцией соотношения, такого как совокупное количество природного ресурса, которое, как ожидается, будет извлечено из резервуара, используя функцию соотношения до текущего времени).

[0019] Некоторые системы и способы, описанные в настоящем документе, могут создавать специально подобранную функцию соотношения жидкости и газа (или группы функций соотношения) для резервуара. Специально подобранная функция соотношения может быть основана на множестве параметров, таких как вводимые пользователем ограничения (например, ограничения на количество или скорость закачиваемых жидкостей или газов), тип функции соотношения, ограничение скорости изменения в соотношениях, обозначенных первой функцией соотношения жидкости и газа, ограничение периодичности на изменения соотношений, обозначенных первой функцией соотношения жидкости и газа, время цикла для чередования между закачиванием жидкости и закачиванием газа в резервуар, частота обновления, при которой обновляется соотношение, обозначенное функцией соотношения жидкости и газа, доступность жидкости, доступность газа, совокупное количество жидкого природного ресурса, подлежащего извлечению из резервуара, заданный период времени для извлечения совокупного количества жидкого природного ресурса, совокупное количества газа, который должен быть закачен в резервуар, чистая стоимость жидкого природного ресурса, подлежащего извлечению из резервуара и/или доступное количество газа, который предназначен для закачивания в резервуар.

[0020] Функция или функции соотношения могут быть переданы центральному контроллеру в месте закачивания (например, в том месте, где жидкость и газ закачиваются в резервуар соответствующими насосами). Центральный контроллер может периодически проверять функцию соотношения и указывать контроллерам насоса управлять закачиванием жидкости и газа в резервуар в соответствии с соотношением, определенным в настоящее время функцией соотношения. Поскольку функция соотношения определяет разные соотношения в разное время, контроллер может указывать насосам изменять соответствующим образом скорости закачивания или закачиваемые количества жидкости и газа.

[0021] Используемую функцию соотношения можно проверить, измеряя количество или скорость, с которой природный ресурс извлекается из резервуара. Если при использовании функции соотношения получают меньше требуемого или заданного количества природного ресурса, то функция соотношения может быть исследована и потенциально модифицирована или заменена. Модификацию или замену функции соотношения можно выполнить, чтобы попытаться найти «оптимальную» функцию соотношения для резервуара. «Оптимальная» функция соотношения может представлять собой функцию, которая приводит к получению большего количества природного ресурса из резервуара или большего количества природного ресурса на единицу закачанного газа, который должен быть получен из резервуара по сравнению с одним или несколькими другими функциями соотношения или по сравнению со всеми другими функциями соотношения.

[0022] Системы и способы, описанные в настоящем документе, могут помочь с увеличением выхода продукции, такого как добыча нефти, коэффициента полезного использования CO2, хранения CO2 и экономической ценности месторождения. В отсутствие такой системы или способа операторы промысловых работ используют приблизительные схемы для определения количеств жидкости и газа для закачивания исключительно на основе интуиции и наблюдений, которые не гарантируют определение оптимальных или лучших схем. Таким образом, описанные в настоящем документе системы и способы могут помочь операторам нефтепромысловых работ получить больше от процесса извлечения и инфраструктуры CO2. В настоящее время промышленность, использующая CO2 для добычи нефти, покупает около 60 миллионов тонн CO2 и ежегодно добывает около 110 миллионов баррелей нефти. Это означает, что коэффициент полезного использования CO2 составляет в отрасли 10 тысяч кубических футов/баррель.

[0023] Использование одного или нескольких вариантов выполнения описанных в настоящем документе систем и способов может увеличить коэффициент полезного использования CO2 на 5% и, таким образом, повлиять примерно на 110-438 млн. долл. США за счет сокращения закупок CO2 и/или увеличения добычи нефти. Добавленная гибкость использования систем и способов в зависимости от конкретного месторождения дополнительно позволяет специально подбирать специфические для конкретного месторождения стратегии использования CO2. Кроме того, системы и способы позволяют операторам нефтяных месторождений контролировать и отслеживать параметры извлечения нефти и закачивания, а при наличии отклонений от рекомендуемых стратегий функций соотношения (например, из-за ограниченного наличия CO2 или других причин) системы и способы могут быть использованы для смены конфигурации и/или обновления функций соотношения при извлечении нефти.

[0024] В соответствии с одним примером, на Фиг. 1 показана группа 100 функций 102 соотношения жидкости и газа. На Фиг. 2А и 2В изображена блок-схема последовательности операций одного варианта выполнения способа 200 для извлечения природного ресурса из резервуара. Способ 200 может использоваться для получения природного ресурса, такого как нефть, из подземного нефтяного месторождения (например, резервуара). Способ 200 может представлять собой алгоритм и/или использоваться для создания программного обеспечения, которое управляет компьютеризованными системами для перекачивания жидкости (например, воды) и газа (например, CO2 или другого газа) в резервуар.

[0025] На этапе 202 получают семейство (например, группу 100) функций соотношения жидкости и газа. На Фиг. 1 семейство функций 102 соотношения показано вдоль горизонтальной оси 104 (представленной на Фиг. 1 как t) и вдоль вертикальной оси 106, представляющей собой соотношение количества жидкости, закачанной в резервуар, и количества газа, закачиваемого в резервуар (где это соотношение представлено на Фиг. 1 как WR). Функции 102 могут быть получены из памяти, такой как память 310, показанная на Фиг. 3.

[0026] Различные функции 102 соотношения могут быть определены для разных резервуаров на основе параметров извлечения природных ресурсов. Возможно, группа 100 функций 102 соотношения может быть определена для одного и того же резервуара. Как показано на Фиг. 1, функции 102 соотношения представляют собой неубывающие кривые. Соотношения, определенные различными функциями 102 соотношения, не уменьшаются с увеличением времени. В качестве альтернативы, функции 102 соотношения могут включать одну или несколько уменьшающихся частей или кривых.

[0027] В разное время функции 102 соотношения определяют разные соотношения. Соотношения могут использоваться для определения того, сколько жидкости (например, воды) должно быть закачано в резервуар в течение времени цикла (где половина времени цикла представлена на Фиг. 1 как th) и сколько газа (например, СО2) должно быть закачано в резервуар в течение того же времени цикла. В течение одного цикла (например, времени одного цикла) жидкость может быть закачана в резервуар в течение первой половины времени цикла, а газ может быть закачан в резервуар в течение второй половины времени цикла. Жидкость может не закачиваться во время закачивания газа, а газ может не закачиваться во время закачивания жидкости. В качестве альтернативы, как жидкость, так и газ могут закачиваться одновременно в течение по меньшей мере части времени цикла.

[0028] Как показано на Фиг. 1, функции 102 представляют собой соотношения, которые постоянно изменяются со временем. Например, каждая из функций 102 может не содержать то же самое соотношение в два или большее количество разных времен, потому что соотношения постоянно изменяются внутри функции 102. Постоянно изменяющиеся соотношения представлены плавными формами кривой функций 102. В качестве альтернативы, одна или большее количество функций 102 могут и не представлять собой соотношения, которые постоянно изменяются с течением времени. Например, одна или несколько функций 102 могут содержать то же самое соотношение в два или большее количество разных времен. Такая функция 102 может содержать один или несколько горизонтально плоских участков, представляющих собой одинаковые соотношения в разное время.

[0029] На этапе 204 функцию 102 соотношения выбирают из семейства функций 102 соотношения. Одна из функций 102 соотношения может быть выбрана для резервуара, например, пользователем или оператором систем, описанных в настоящем документе. Возможно, для резервуара может быть создана и использована одиночная функция 102 соотношения, причем функция 102 соотношения может быть автоматически выбрана (например, одна из указанных функций 102 соотношения может быть функцией по умолчанию) и т.д. Газ закачивают в резервуар при скорости закачивания газа (представленной как qCO2 на Фиг. 1). Выбранная функция 102 соотношения используется для определения количества газа и жидкости, которые должны быть закачаны в резервуар в течение каждого периода цикла (2*th), или для определения скоростей, с которыми газ и жидкость закачивают в резервуар, чтобы обеспечить количества, определенные функцией 102 соотношения. В проиллюстрированных вариантах выполнения функции 102 соотношения начинают использоваться в начале периода времени функции соотношения (представленной на Фиг. 1 как tWAG) с более низким (или минимальным) ненулевым порогом или пределом соотношения жидкости и газа (представленным на Фиг. 1 как wmin) и заканчивают использоваться в конце периода времени соотношения с верхним (или максимальным) порогом или пределом соотношения жидкости и газа (представленным на Фиг. 1 как wmax). Величина нижнего соотношения жидкости и газа, верхнего соотношения жидкости и газа и/или продолжительности периода времени соотношения может быть основана на доступном количестве газа, одной или нескольких характеристиках резервуара, и т.д. Например, резервуары, имеющие разные запасы природных ресурсов, имеющие разные объемы, имеющие разные местоположения и т.д., могут иметь разные нижние и/или верхние пределы соотношений. В качестве альтернативы, одно или несколько из этих соотношений и/или период времени могут быть специально подобраны для резервуара на основе других параметров. Соотношения и/или период времени могут быть одинаковыми для всех функций 102 соотношения в группе функций 102 соотношения, которые специально подобраны для резервуара, или две или большее количество функций 102 соотношения в группе функций 102 соотношения для резервуара может иметь разные верхние пределы, нижние пределы и/или времена функции соотношения. Времена пределов и/или функций соотношения могут быть определены для функций 102 соотношения резервуара, чтобы привести к увеличенному извлечению природного ресурса из резервуара, по сравнению с одним или несколькими (или всеми) другими пределами и/или периодами времени функции соотношения.

[0030] На этапе 206 газ закачивают в резервуар в течение периода времени непрерывного закачивания газа (представленного на Фиг. 1 как tcont) который определяется выбранной функцией 102 соотношения. Газ может быть закачан в резервуар при скорости закачивания газа (представленной на Фиг. 1 как qCO2i) В одном аспекте одна или несколько функций 102 соотношения в группе функций соотношения для резервуара включает период времени непрерывного закачивания газа. Период времени закачивания газа может представлять собой один и тот же период времени для всех функций 102 соотношения в группе функций 102 соотношения, которые специально подобраны для резервуара, или же две или большее количество функций 102 соотношения в группе функций 102 соотношения для резервуара могут иметь разные периоды времени закачивания газа. Период времени закачивания газа может быть определен для функций 102 соотношения резервуара, чтобы вызвать увеличение количества природного ресурса, подлежащего извлечению из резервуара, относительно одного или нескольких (или всех) других периодов времени закачивания газа для этого резервуара.

[0031] На этапе 208 определяют, истек ли период времени закачивания газа. Если период времени истек, то выполнение способа 200 может перейти к этапу 208. В противном случае газ может продолжать закачиваться в резервуар, и выполнение способа 200 может вернуться к этапу 206. На этапе 210 газ закачивают в резервуар в количестве и/или со скоростью текущего соотношения, определенного выбранной функцией соотношения. Во время закачивания газа на этапе 208 газ закачивают без закачивания жидкости. В качестве альтернативы, газ и жидкость могут быть закачаны одновременно.

[0032] На этапе 212 выполняют определение того, истекла ли первая часть (например, первая половина или другая фракция) времени цикла. Первая часть может поминаться как часть закачивания газа времени цикла. Если часть закачивания газа времени цикла истекла, то выполнение способа 200 может перейти к этапу 214, чтобы начать закачивать в резервуар жидкость. Но, если часть закачивания газа времени цикла не истекла, то выполнение способа 200 может вернуться к этапу 210 для продолжения закачивания газа в резервуар.

[0033] На этапе 214 жидкость закачивают в резервуар в количестве и/или со скоростью текущего соотношения, определяемого функцией соотношения жидкости и газа. Жидкость может закачиваться без закачивания газа. В качестве альтернативы, жидкость и газ могут закачиваться одновременно. В течение периода времени функции соотношения жидкость закачивают в резервуар при скорости закачивания жидкости (представленной на Фиг. 1 как qh2o). Поскольку функции 102 могут определять разные соотношения для разных времен (и могут определять соотношения, которые непрерывно изменяются со временем, так что в разные времена одно и то же соотношение не определено), то соотношение, определенное выбранной функцией 102 в течение времени, когда жидкость закачивают на этапе 214, может отличаться от соотношения, определенного выбранной функцией 102 в течение времени, когда газ закачивают на этапе 210.

[0034] На этапе 216 выполняют определение того, истекла ли вторая часть (например, вторая половина или другая часть) времени цикла. Эта вторая часть времени цикла может упоминаться как часть времени цикла для закачивания жидкости. В одном варианте выполнения, по завершению периода времени цикла соотношение общего количества жидкости, которое было закачано в резервуар в течение предшествующего периода времени цикла, и общего количества газа, которое было закачано в резервуар в течение предшествующего периода времени цикла, является тем же самым, что (или в пределах допустимого допуска 1%, 3%, 5% и т.д.), что и соотношении, определяемое функцией соотношения для времени цикла. Если часть закачивания жидкости времени цикла истекла, то выполнение способа 200 может перейти к этапу 218 (показан на Фиг. 2В). Но, если часть времени цикла для закачивания жидкости не истекла, то выполнение способа 200 может вернуться к этапу 214 для продолжения закачивания жидкости в резервуар.

[0035] На этапе 218 выполняют определение того, истек ли период времени функции соотношения (на Фиг. 1 tWAG). Если период времени функции соотношения завершен, то закачивание жидкости и газа чередующимся образом, описанным выше, может быть завершено, и выполнение способа 200 может перейти к выполнению этапа 228. На этапе 228 жидкость закачивают в резервуар в период времени сопровождения (представленный на Фиг. 1 как tchase). В период времени сопровождения жидкость может закачиваться в резервуар без закачивания газа в резервуар.

[0036] В одном аспекте одна или несколько функций 102 соотношения в группе функций соотношения для резервуара включают период времени сопровождения. Период времени сопровождения может быть одним и тем же периодом времени для всех функций 102 соотношения в группе функций 102 соотношения, которые специально подобраны для резервуара, или же две или большее количество функций 102 соотношения в группе функций 102 соотношения для резервуара могут иметь разные периоды времени сопровождения. Период времени сопровождения может быть определен для функций 102 соотношения резервуара, чтобы привести к увеличению количества природного ресурса, подлежащего удалению из резервуара, относительно одного или нескольких (или всех) других периодов времени сопровождения для резервуара. Общий период времени, который охватывает период времени непрерывного закачивания газа, период времени функции соотношения и период времени сопровождения, может называться временным горизонтом (представленным на Фиг. 1 в виде thorizon).

[0037] Возвращаясь к описанию этапа 218 способа 200, если период времени функции соотношения еще не истек, то выполнение способа 200 может продолжаться на этапе 220. На этапе 220 определяют, действительно ли функцию соотношения, используемую в настоящее время для определения соотношения жидкости и газа, закачиваемого в резервуар, следует изменить. Функция соотношения может быть изменена при изменении одного или нескольких параметров. В качестве одного примера, количество природного ресурса, извлекаемого из резервуара, может быть меньше ожидаемого. Различные функции соотношения могут быть связаны с более низкими пороговыми значениями природного ресурса, который подлежит удалению из резервуара в разное время (когда используется соответствующая функция соотношения). Если совокупное количество природного ресурса, удаленное из резервуара до того момента, когда выполняют этап 220 (с использованием текущей функции соотношения), меньше пороговой величины, связанной с функцией соотношения (до момента, когда выполняют этап 220), тогда функция соотношения может быть переключена на другую функцию соотношения.

[0038] В другом примере закачивание газа и жидкости в один резервуар может воздействовать на один или несколько других резервуаров. Месторождение (например, нефтяное месторождение) может содержать несколько взаимосвязанных резервуаров. Закачивание жидкости и газа в один резервуар может изменить количество природного ресурса (например, нефти) в одном или нескольких других резервуарах и/или может изменить выход продукта из одного или нескольких других резервуаров, имеющих жидкость и газ, закачиваемые в один или несколько других резервуаров. Например, жидкость и/или газ, закачиваемый в один резервуар, могут перемещаться в другой резервуар и/или часть природного ресурса в одном резервуаре может быть принудительно перемещена жидкостью и/или газом в другой резервуар. Эти типы межрезервуарных воздействий перекачиваемой жидкости и/или газа в резервуар могут вызвать изменение функции соотношения, используемой для резервуара. Выход продукта из резервуара может быть не таким большим или может быть больше, чем ожидалось (например, чем пороговое значение, описанное выше) для этой функции соотношения. В результате, может быть реализовано изменение используемой функции соотношения так, чтобы выход продукта из резервуара был увеличен или изменен, чтобы быть по меньшей мере таким же большим, как и пороговое значение, связанное с обновленной функцией соотношения.

[0039] В качестве другого примера, количество доступного газа и/или жидкости может измениться, и это изменение может вызвать переключение, при котором для определения соотношения жидкости и газа, закачиваемых в резервуар, используется функция 102 соотношения. Количество газа может измениться из-за наличия нового и/или другого оборудования для подачи газа (например, компрессоров, насосов и т.д.), ухудшения состояния оборудования газоснабжения, увеличения стоимости газа и т.д. Количество газа может измениться из-за изменений в том, сколько газа используется в одном или нескольких других резервуарах. Например, в месторождении, имеющем несколько резервуаров, может быть доступно конечное количество газа. Этот газ может быть распределен между различными резервуарами для закачивания в резервуары, в соответствии с функциями соотношения, используемыми в разных резервуарах. Если количество газа, используемого в первом резервуаре, изменяется от ожидаемого количества (например, путем изменения функции соотношения, используемой в первом резервуаре), то функция соотношения, используемая во втором резервуаре, может измениться, чтобы учесть, что доступно больше или меньше газа. Если первый резервуар меняет функции соотношения, так что первый резервуар получает больше газа, то функция соотношения для второго резервуара может измениться, так что меньше газа закачивается во второй резервуар. И наоборот, если первый резервуар изменяет функции соотношения так, что первый резервуар получает меньше газа, то функция соотношения для второго резервуара может измениться, так что больше газа закачивают во второй резервуар. Используемая в настоящее время функция 102 соотношения может быть основана на количестве газа, которое отличается от количества газа, который доступен в настоящее время. Функция 102 соотношения может быть переключена на другую функцию 102 соотношения, которая основана на новом количестве газа, которое доступно.

[0040] Если функция соотношения в резервуаре, используемая в настоящее время, должна измениться, то способ 200 может перейти к выполнению этапа 222. На этапе 222 выбирают другую функцию соотношения. Функция отношения может быть выбрана на основе новых или обновленных параметров, описанных выше (например, смены оборудования, изменения подачи газа, межрезервуарных воздействий и т.д.). Выполнение способа 200 может затем вернуться к этапу 206 (показан на Фиг. 2А). Если функция соотношения, используемая в настоящее время в резервуаре, не изменяется, то выполнение способа 200 может перейти к этапу 224.

[0041] На этапе 224 определяют, нужно ли обновлять соотношение, определенное функцией соотношения. Выбранную функцию 102 соотношения можно использовать для многократного обновления соотношения в течение периода времени функции соотношения. Функции 102 соотношения определяют разные соотношения как функцию времени, так что в разное время используются разные соотношения. Например, с помощью первой функции 102А соотношения первое соотношение 108 используют в первое время 110, большее, второе соотношение 112 используют в последующее, второе время 114, а третье соотношение 116 используют в последующее третье время 118. Большие коэффициенты указывают на то, что в резервуар закачивают все больше жидкости, и в резервуар закачивают все меньше газа.

[0042] Жидкость и газ могут быть закачаны в количествах или со скоростями, определяемыми соотношением, определенным функцией 102 соотношения, из предыдущего (например, самого последнего) обновления. После заданного количества периодов времени (например, двух периодов времени или четырех полупериодов времени) функцию отношения 102 можно проверить, чтобы определить, следует ли использовать другое соотношение. В качестве альтернативы, заданное количество периодов времени может иметь другое значение, или функция 102 соотношения может постоянно проверяться для определения соотношения. Например, соотношение может обновляться по мере того, как жидкость или газ закачивают в резервуар, вместо того, чтобы ждать определенного количества периодов времени. Это может привести к тому, что скорости закачивания и/или количества жидкости и газа, закачиваемых в резервуар, изменяются постоянно, а не изменяются только в определенные моменты времени (например, после истечения одного или нескольких периодов времени).

[0043] Если заданное количество периодов времени не завершилось или не произошло со времени последнего обновления соотношения, то жидкость и газ могут продолжать закачиваться в резервуар в количествах и/или со скоростями, определенных функцией соотношения, и выполнение способа 200 может вернуться к этапу 206 (показан на Фиг. 2А), так что жидкость и газ могут продолжать закачиваться в соответствии с текущим соотношением. Если заданное количество периодов времени завершилось или произошло со времени последнего обновления соотношения, то выполнение способа 200 может перейти к этапу 226 для обновления соотношения. Соотношение может обновляться с каждым временем обновления или с частотой обновления. В качестве альтернативы, соотношение может быть обновлено в другие времена. Если соотношение не должно обновляться, то выполнение способа 200 может вернуться к этапу 206 (показан на Фиг. 2А).

[0044] На этапе 226 обновляют соотношение жидкости и газа, которые закачивают в резервуар в соответствии с функцией соотношения. Соотношение может обновляться в зависимости от фактической длительности. Например, если первое соотношение 108 использовалось для предыдущего периода времени, а время, при котором соотношение обновляют, является вторым временем 114, то соотношение, которое используют для одного или нескольких следующих периодов времени, является вторым соотношением 112. Если соотношение в конечном итоге обновляют в третье время 118, то после третьего времени 118 для одного или нескольких периодов времени может использоваться третье соотношение 116. После обновления соотношения выполнение способа 200 может вернуться к этапу 206 (показан на Фиг. 2А), чтобы вернуться к закачиванию газа и жидкости в резервуар в соответствии с обновленным соотношением, определенным функцией соотношения.

[0045] На Фиг. 3 показан один вариант выполнения системы 300 извлечения природных ресурсов. Система 300 может использоваться для реализации одной или нескольких функций 102 соотношения (показана на Фиг. 1) для извлечения природного ресурса (например, нефти) из подземного резервуара 302. Компоненты, показанные на Фиг. 3, могут быть с возможностью обмена данными связаны с одним или несколькими другими компонентами, показанными на Фиг. 3, одним или несколькими проводными и/или беспроводными соединениями.

[0046] Система 300 содержит центральный контроллер 304, который может представлять собой один или несколько процессоров (например, микропроцессоры, программируемые пользователем вентильные матрицы, специализированные интегральные схемы, многоядерные процессоры или другие электронные схемы, которые выполняют инструкции компьютера путем выполнения арифметических, логических, управляющих операций и/или операций ввода/вывода, указанных в инструкциях. Инструкции, используемые для указаний контроллеру 304 выполнять операции, могут представлять собой или быть основаны на блок-схеме способа 200 и/или на других описанных в настоящем описании операций.

[0047] Контроллер 304 содержит и/или соединен с устройством 306 ввода, таким как электронная мышь, клавиатура, копир, сенсорный экран, микрофон и тому подобное. Устройство 306 ввода может принимать информацию от оператора системы 300, такую как выбор функции соотношения жидкости и газа, вводимые пользователем ограничения на одно или несколько из закачивания жидкости или закачивания газа в резервуар, типа функции соотношения, ограничения на скорость изменения соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости и газа, периодичного ограничения на изменения соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости и газа, временем цикла, частоты обновления, при которой обновляется соотношение, определенное функцией соотношения жидкости и газа, доступностью жидкости, доступностью газа или другой информацией.

[0048] Контроллер 304 содержит и/или соединен с устройством 308 вывода, таким как монитор, сенсорный экран (который может быть тем же самым компонентом, что и устройство 306 ввода), динамик, принтер и т.п.Устройство 308 вывода может передавать информацию оператору системы 300, такую как функция соотношения, функции соотношения, отличные от или в дополнение к выбранной функции соотношения, соотношения, определенного функцией соотношения, скоростями и/или количествами жидкости и/или газа, которые были закачаны в резервуар, скоростями и/или количествами жидкости и/или газа, которые в настоящее время закачиваются в резервуар, скоростями и/или количествами жидкости и/или газа, которые будут закачаны в резервуар, оставшимися количествами газа и/или жидкости, количеством природных ресурсов, извлеченных из резервуара и т.д.

[0049] Контроллер 304 содержит и/или соединен с запоминающим устройством 310, таким как компьютерный жесткий диск, постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство, оптический диск, съемный диск и т.д. Память 310 может хранить информацию, такую как функции соотношения, соотношения, определенные функциями соотношения, количествами доступного газа и/или жидкости и т.д.

[0050] Контроллер 304 может обмениваться данными со счетчиком 312 WAG, который обеспечивает контроллер 304 функциями соотношения. Как описано ниже, счетчик 312 WAG может создавать и/или изменять функции соотношения на основе различных параметров и подавать функции соотношения к контроллеру 304. Счетчик 312 WAG содержит или представляет собой один или несколько процессоров (например, микропроцессоров, программируемых пользователем вентильных матриц, специализированных интегральных схем, многоядерных процессоров или других электронных схем, которые выполняют инструкции компьютерной программы путем выполнения арифметических операций, логические, управляющие операции и/или операции ввода / вывода, указанные в инструкциях. Инструкции, используемые для указаний счетчику 312 WAG выполнять операции, могут представлять собой или быть основаны на одной или нескольких блок-схемах и/или других описанных в настоящем документе операциях.

[0051] Контроллер 304 обменивается данными с контроллерами 314, 316 насоса («Контроллер насоса №1» и «Контроллер насоса №2» на Фиг. 3) для управления скоростями закачивания жидкости и газа, количеством жидкости и газа, закачиваемым в резервуар и/или временами, в которые жидкость и газ закачивают в резервуар. Контроллер 304 может сообщать каждому контроллеру 314, 316 как количество, так и скорость и/или время закачивания соответствующей жидкости или газа. В одном аспекте контроллер 304 может передавать сигналы изменения контроллерам 314, 316 насоса. Сигналы изменения могут передаваться посредством одного или нескольких проводных и/или беспроводных соединений и могут указывать контроллерам 314, 316 насоса величины скоростей и/или количества жидкости и газа, которые должны быть закачаны в резервуар 302.

[0052] Контроллеры 314, 316 насоса с возможностью обмена данными соединены с насосами 318, 320, которые закачивают текучую среду и газ. Насос 318 представляет собой жидкостной насос, который втягивает жидкость из источника 322 жидкости, такого как бак, резервуар (отличный от резервуара 302) или водопровод. Насос 320 представляет собой газовый насос, который втягивает газ из источника 324 газа, такого как бак или другой контейнер. Насосы 318, 320 могут быть гидравлически соединены с резервуаром 302 с помощью одного или нескольких каналов 326, 328 для закачивания, таких как скважины, трубы или тому подобное. Хотя насосы 318, 320 изображены на Фиг. 3 соединенными с резервуаром 302 отдельными каналами 326, 328, в качестве альтернативы, насосы 318, 320 могут быть соединены с резервуаром 302 с помощью одного канала. Труба 330 для извлечения гидравлически соединяет резервуар 302 с пространством снаружи резервуара 302 (например, над поверхностью земли). Природный ресурс, который находится в резервуаре 302, может быть извлечен из резервуара 302 через трубу 330 благодаря закачиванию жидкости и газа в резервуар 302 через каналы 326, 328.

[0053] Фиг. 4 иллюстрирует работу счетчика 312 WAG, выполненного в соответствии с одним вариантом выполнения. Счетчик 312 может создавать и/или изменять функции соотношения для резервуаров 302. Счетчик 312 может генерировать функцию соотношения с непрерывным изменением, с которым соотношение жидкости и газу, закачиваемых в резервуар, должно изменяться для управления резервуаром, чтобы получить эффективный результат извлечения природных ресурсов. Счетчик 312 может создавать по меньшей мере некоторые из функций соотношения, которые представляют собой кривые, смоделированные из семейств неубывающих кривых, что приводит к соотношениям, которые с течением времени увеличивают количество или скорость закачивания жидкости по сравнению с количеством или скоростью закачивания газа. В одном аспекте функции соотношения представляют собой возрастающие экспоненциальные функции, которые асимптотически приближаются, но не достигают и/или не превышают заданное значение, например верхний предел соотношения жидкости и газа (представленный на Фиг. 1 как wmax). В качестве альтернативы, функции соотношения могут достигать или превышать верхний предел. Возможно, одна или несколько функций соотношения могут представлять собой кривые различной формы, такие как кривые, основанные на сигмоидальных функциях.

[0054] Счетчик 312 генерирует и/или модифицирует функции соотношения с использованием параметров извлечения природных ресурсов. Эти параметры могут включать ограничения, связанные с материальными запасами и месторождением, представляющий интерес горизонт времени, для которого должна использоваться функция соотношения, чтобы извлечь природный ресурс из резервуара, представляющие интерес результаты (которые могут представлять собой совокупное производство природных ресурсов, эффективность использования газа, чистая текущая стоимость месторождения и т.д.) или тому подобное. Параметры извлечения природных ресурсов могут включать межресурсные воздействия закачиваемой жидкости и/или газа в связанные между собой резервуары в месторождении. Например, параметр может указывать на изменение выхода природного ресурса из первого резервуара, если жидкость и/или газ закачивают в один или несколько вторых резервуаров, которые гидравлически сообщаются или иным образом соединены с первым резервуаром. Другой параметр извлечения природных ресурсов может включать ограничение на количество газа, доступного для нескольких резервуаров в месторождении, распределение газа между резервуарами и т.п. Параметры извлечения природных ресурсов могут быть получены счетчиком 312 через устройство ввода, которое аналогично устройству 306 ввода и/или из памяти, которая аналогична памяти 310, показанной на Фиг. 3.

[0055] Параметры извлечения природных ресурсов могут включать пользовательские ограничения 400, такие как ограничения на скорость закачивания жидкости и/или газа, ограничения на количество жидкости и/или газа, которые могут быть закачаны, или другие ограничения, предоставленные пользователем. Скорости закачивания могут быть ограничены в зависимости от оборудования, имеющегося в резервуаре. Количество жидкости и/или газа может быть ограничено из-за ограничений по материальным запасам.

[0056] Параметры извлечения природных ресурсов могут включать одно или несколько ограничений на режим 402 жидкости и газа («ограничения на режим WAG» на Фиг. 4), которые могут содержать одну или несколько функций соотношения типа («традиционный / убывающий WAG») и «гибридный WAG» на Фиг. 4), ограничение на скорость изменения соотношений, определенных функцией соотношения жидкости и газа («скорость убывания» на Фиг. 4), или индикация непрерывного изменения при изменении соотношений, определенных функцией соотношения жидкости и газа («непрерывное закачивание» на Фиг. 4). Тип функций соотношения может определять формы функции или функций соотношения. Ограничения на скорости изменения могут включать верхние и/или нижние ограничения на то, как быстро может изменяться соотношение жидкости и газа вдоль одной или нескольких функций соотношения для резервуара. Индикация непрерывного изменения может указывать, когда соотношения должны постоянно обновляться (а не просто обновляться в конце заданных номеров периодов времени).

[0057] Параметры извлечения природных ресурсов могут включать одно или несколько ограничений 404 на параметры жидкости и газа («ограничения параметров WAG» на Фиг. 4). Эти ограничения 404 могут включать совокупное количество природного ресурса, который подлежит извлечению из резервуара. Например, может быть указан заданный объем нефти, который требуется извлечь из резервуара. Ограничения 404 могут включать заданный период времени, в которое требуется извлечь совокупное количество природного ресурса. Этот период времени может представлять собой предел времени, когда необходимо завершить добычу природного ресурса из резервуара. Ограничения 404 могут включать совокупное количество газа и/или жидкости, которые должны быть закачаны в резервуар в течение заданного периода времени («Ограничения на ежемесячные объемы закачивания» на Фиг. 4). Например, из-за ограничений на то, сколько газа доступно для закачивания, ограничения 404 могут препятствовать созданию функции соотношения, что приводит к закачиванию большего количества газа и/или жидкости в резервуар в течение заданного периода времени (например, каждый месяц), чем доступно для закачивания в резервуар в течение этого периода времени. Ограничения 404 могут включать чистую стоимость природного ресурса, который должен быть извлечен из резервуара. Например, это значение может представлять собой текущую денежную стоимость нефти, которую требуется извлечь из резервуара. Ограничения 404 могут включать ограничение на то, как часто позволено изменять соотношение жидкости и газа, которые закачиваются в резервуар («Частота обновления соотношения WAG» на Фиг. 4).

[0058] Счетчик 312 может проверять параметры извлечения и определять, какие функции соотношения желательно использовать для закачивания жидкости и газа в резервуар, не нарушая параметров извлечения. Счетчик 312 может проверять память 406 («библиотека функций соотношения WAG» на Фиг. 4), которая аналогична памяти 310, показанной на Фиг. 3, для определения того, какие функции соотношения могут быть использованы с параметрами извлечения. Память 406 может сохранять функции соотношения и, возможно, может сохранять ранее используемые функции соотношения для того же самого или других резервуаров. Счетчик 312 может сравнивать признаки функций соотношения с параметрами извлечения, чтобы определить, какие функции соотношения могут быть использованы с параметрами извлечения.

[0059] Например, счетчик 312 может избегать выбора соотношений, которые бы привели к закачиванию жидкости и/или газа со скоростью или в количествах, которые превышают ограничения на скорости закачивания жидкости и/или газа, ограничения на количества жидкости и/или газа, которые могут быть закачаны, или другие ограничения, предоставляемые пользователем. Счетчик 312 также может избегать выбора функций соотношения, которые не соответствуют типу функции соотношения, идентифицируемой параметрами. Например, если параметры 402 показывают, что функция соотношения должна иметь форму экспоненциальной функции, то счетчик 312 может не выбрать функцию соотношения, имеющую форму сигмовидной кривой. Счетчик 312 может избегать выбора функций соотношения, имеющих скорости изменения соотношений, которые превышают пределы скорости изменения параметров 402.

[0060] Счетчик 312 может выбирать функцию или функции соотношения, которые приведут к извлечению природного ресурса из резервуара в количестве, которое по меньшей мере такое же, что и совокупное количество, определенное ограничениями 404. Это может быть определено на основе предыдущего использования функций соотношения (например, сколько природных ресурсов было извлечено до этого с использованием функций соотношения), путем моделирования использования функций для резервуара (например, на основе оценки ранее измеренных скоростей извлечения природных ресурсов из резервуара, количества природных ресурсов, извлеченных с использованием функция соотношения) или тому подобное. Остальные параметры извлечения также могут быть использованы для определения, какая из функций соотношения удовлетворяет или нарушает параметры извлечения, а счетчик 312 может выбрать те функции соотношения, которые удовлетворяют параметрам извлечения.

[0061] Группа функций 102 соотношения, которые выбирают как удовлетворяющие параметрам извлечения, может быть оценена счетчиком 312 с использованием модели 408 резервуара. Модель 408 может представлять собой компьютерную реализацию моделирования с использованием различных функций выбранных функций соотношения для извлечения природных ресурсы из резервуара. Моделирование может включать исследование функций соотношения, которые ранее использовались для извлечения природных ресурсов из разных резервуаров для определения результатов использования различных функций соотношения. Например, счетчик 312 может проверять ранее используемые функции соотношения, чтобы определить, являются ли функции соотношения одинаковыми или похожими на функции соотношения, которые были выбраны на основе параметров извлечения природных ресурсов. Ранее использованные функции отношения могут быть похожи на выбранные функции соотношения, если один или несколько параметров извлечения природных ресурсов ранее использованных функций соотношения совпадают с выбранными функциями соотношения. Счетчик 312 также может проверять резервуары, из которых извлекались природные ресурсы с использованием предыдущих функций соотношения. Эти предыдущие резервуары могут иметь характеристики, которые аналогичны или одинаковы с характеристиками резервуара, для которого счетчик 312 пытается определить функции соотношения (называемый текущим резервуаром). Например, предыдущий и текущий резервуары могут иметь одинаковый или сходный (в пределах заданного порога, например, 1%, 3%, 10% или тому подобное) объем природных ресурсов, одинаковый или похожий размер, одинаковую или схожую глубину залегания под поверхностью земли и т.д. Счетчик 312 может проверять ранее использованные функции соотношения и предыдущие резервуары, чтобы определить, как работают разные функции соотношения. Счетчик 312 может затем оценить, как вероятно будут работать выбранные соотношения для текущего резервуара, на основе этой статистики предыдущих функций соотношения и резервуаров. В одном аспекте счетчик 312 может изменять один или несколько аспектов функций соотношения на основе параметров извлечения. Например, может потребоваться изменение ранее использованной функции соотношения из-за ограниченной подачи газа для закачивания в резервуар.

[0062] На основе этой оценочной работе различных выбранных функций соотношения, одна или несколько выбранных функций соотношения могут быть идентифицированы счетчиком 312 как «оптимизированные» функции 410 соотношения («Оптимизатор» на Фиг. 4). «Оптимизированная» функция соотношения содержит функцию соотношения, которая специально подобрана для резервуара, которая может содержать, а может и не содержать наилучшую возможную функцию соотношения для этого резервуара. В одном варианте выполнения оптимизированная функция отношения может генерировать максимально возможное количество природных ресурсов из резервуара, но, в качестве альтернативы, может и не генерировать максимально возможное количество.

[0063] Затем группа функций 410 соотношения может быть представлена оператору системы 300 для выбора. Счетчик 312 может передавать функции 410 соотношения центральному контроллеру 304 для отображения на устройстве 308 вывода, а оператор системы 300 может выбрать функцию соотношения для реализации с резервуаром, используя устройство 306 ввода. В качестве альтернативы, счетчик 312 может содержать устройства 306, 308 ввода и вывода для вывода группы функций соотношения и приема пользовательского выбора функции соотношения.

[0064] На Фиг. 5 показана блок-схема последовательности операций способа 500 для определения функции соотношения для резервуара. Способ 500 может использоваться для определения функций соотношения, используемых для получения природного ресурса, такого как нефть, из подземного нефтяного месторождения. Способ 500 может представлять собой алгоритм и/или использоваться для генерации программного обеспечения, которое определяет специально подобранные функции соотношения для разных резервуаров.

[0065] На этапе 502 получают параметры извлечения природных ресурсов. Параметры могут быть получены из памяти, ввода, выполненного оператором системы, или тому подобного. Параметры могут включать характеристики резервуара, запасы газа и жидкости, ограничения на функции соотношения, которые должны быть специально подобраны для резервуара, или тому подобное, как описано выше. На этапе 504 функцию соотношения жидкости и газа определяют на основе параметров извлечения природных ресурсов. Функция соотношения может быть выбрана путем проверки нескольких функций соотношения, чтобы определить, какая из функций соотношения удовлетворяет требованиям параметров извлечения природных ресурсов, избегая при этом нарушения ограничений на параметры извлечения природных ресурсов.

[0066] На этапе 506 выбранную функцию соотношения применяют к модели резервуара. Функция соотношения может быть применена к модели путем моделирования извлечения природного ресурса из резервуара с использованием функции соотношения. Моделирование может быть выполнено путем оценки того, какая часть природного ресурса в резервуаре считается или рассчитана как извлекаемая, если функция соотношения используется для управления закачиванием газа и жидкости в резервуар. Моделирование может быть основано на предыдущих извлечениях природных ресурсов из других резервуаров, имеющих общие характеристики, что и исследуемый в настоящее время резервуар.

[0067] На этапе 508 выполняют определение того, удовлетворяет ли применение функции соотношения к модели резервуара по меньшей мере заданному выходу параметров извлечения, одновременно удовлетворяя ограничениям на параметры извлечения. Например, параметры извлечения могут обеспечивать более низкий предел выхода, который представляет собой нижний предел того, какая часть природного ресурса должна быть извлечена из резервуара. Если моделирование функции соотношения не приводит к тому, что из резервуара извлекается по меньшей мере нижний предел выхода, то функция соотношения может далее не рассматриваться. В результате выполнение способа 500 может вернуться к этапу 504, так что может быть идентифицирована и оценена одна или несколько дополнительных функций соотношения, как описано выше. Если моделирование функции соотношения приводит к по меньшей мере более низкому пределу выхода природного ресурса, извлекаемого из резервуара, то способ 500 может перейти к выполнению этапа 510.

[0068] На этапе 510 выполняют определение того, следует ли определять какие-либо дополнительные функции соотношения. Например, если нет других функций соотношения, которые удовлетворяют параметрам извлечения, то способ 500 может перейти к выполнению этапа 512. В качестве другого примера, если не существует других функций соотношения, которые можно сравнить с моделью резервуара, то способ 500 может перейти к выполнению этапа 512. В противном случае способ 500 может вернуться к выполнению этапа 504, так что одна или несколько дополнительных функций соотношения могут быть идентифицированы и оценены, как описано выше.

[0069] На этапе 512 функцию или функции соотношения передают контроллеру насоса. В одном аспекте функции соотношения могут быть переданы системе, которая содержит контроллер, так что оператор или контроллер могут выбирать функцию соотношения для реализации. Функция или функции соотношения могут быть реализованы системой для управления закачиванием газа и жидкости в резервуар, как описано выше.

[0070] В одном варианте выполнения способ (например, извлечения природного ресурса из резервуара) включает многократное чередование между закачиванием жидкости и закачиванием газа в резервуар с жидким природным ресурсом, чтобы привести к извлечению из резервуара находящегося там жидкого природного ресурса. Одно или несколько из: скорости или количества как жидкости, так и газа, которые закачивают в резервуар, определяют первой функцией соотношения жидкости и газа, которая определяет различные соотношения в зависимости от времени. Соотношения определяют указанное одно или несколько из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар. Способ также включает изменение, с течением времени, одного или нескольких из: скорости или количества, с которыми одно или несколько из: жидкости или газа закачивают в резервуар в соответствии с соотношениями, определенными первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0071] В одном аспекте резервуар связан с группой различных функций соотношения жидкости и газа, которая содержит первую функцию соотношения жидкости и газа и другую, вторую, функцию соотношения жидкости и газа. Способ также может включать замену использования первой функции соотношения жидкости и газа на использование второй функции соотношения жидкости и газа для определения соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества закачиваемой жидкости и указанного одного или нескольких из: скорости или количества закачиваемого газа.

[0072] В одном аспекте первую функцию соотношения жидкости и газа специально подбирают для резервуара, и она отличается от второй функции соотношения жидкости и газа, определенной для другого резервуара с жидким природным ресурсом.

[0073] В одном аспекте закачивание жидкости выполняют автоматически с помощью первого насоса, а закачивание газа в резервуар выполняют автоматически вторым насосом, в соответствии с первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0074] В одном аспекте способ также включает передачу сигналов изменения в контроллер насоса одного или нескольких из: первого насоса или второго насоса для автоматического изменения соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, закачиваемой в резервуар, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества газа, закачиваемого в резервуар, в зависимости от изменения фактической длительности.

[0075] В одном аспекте изменение указанного одного или нескольких из: скорости или количества, при котором одно или несколько из: жидкости или газа закачивают в резервуар в соответствии с соотношениями, определенными первой функцией соотношения жидкости и газа, включает периодическую проверку первой функции соотношения жидкости и газа для определения соотношения, которое следует использовать, и периодическое изменение соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, в соответствии с определенным соотношением.

[0076] В одном аспекте изменение указанного одного или нескольких из: скорости или количества, с которыми одно или несколько из: жидкости или газа закачивают в резервуар в соответствии с соотношениями, определенными первой функцией соотношения жидкости и газа, включает непрерывную проверку первой функции соотношения жидкости и газа, чтобы определить соотношение, которое следует использовать, и постоянное изменение соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, в соответствии с определенным соотношением.

[0077] В одном аспекте первая функция соотношения жидкости и газа представляет собой неубывающее по времени соотношение между указанным одним или несколькими из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанным одним или несколькими из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар.

[0078] В одном аспекте первая функция соотношения жидкости и газа увеличивает указанное одно или несколько из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, тогда как указанное одно или несколько из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, уменьшается или остается постоянным по времени.

[0079] В другом варианте выполнения система (например, система извлечения природных ресурсов) содержит первый контроллер насоса, выполненный с возможностью указания жидкостному насосу закачивать жидкость в резервуар с жидким природным ресурсом в соответствии с первым соотношением, определенным первой функцией жидкости и газа, и второй контроллер насоса, выполненный с возможностью указания газовому насосу закачивать газ в резервуар в соответствии с первым соотношением, определенным первой функцией соотношения жидкости и газа. Первая функция соотношения жидкости и газа определяет разные соотношения, которые включают первое соотношение как функцию времени. Соотношения определяют соотношение одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар. Один или несколько из: первого контроллера насоса или второго контроллера насоса выполнен с возможностью изменения, с течением времени, одного или нескольких из: скорости или количества, с которыми одно или несколько из: жидкости или газа закачивают в резервуар в соответствии с соотношениями, определенными первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0080] В одном аспекте резервуар связан с группой различных функций соотношения жидкости и газа, которая включает первую функцию соотношения жидкости и газа и другую, вторую, функцию соотношения жидкости и газа. Первый контроллер насоса и второй контроллер насоса выполнены с возможностью замены использования первой функции соотношения жидкости и газа на использование второй функции соотношения жидкости и газа для определения соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества закачиваемой жидкости, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества закачиваемого газа.

[0081] В одном аспекте первый контроллер насоса и второй контроллер насоса выполнены с возможностью автоматического управления закачиванием жидкости и газа в резервуар в соответствии с первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0082] В одном аспекте первый контроллер насоса и второй контроллер насоса выполнены с возможностью периодического изменения соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, на основе первой функции соотношения жидкости и газа.

[0083] В одном аспекте первый контроллер насоса и второй контроллер насоса выполнены с возможностью постоянного изменения соотношения указанного одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, в соответствии с первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0084] В другом варианте выполнения способ генерации функции соотношения включает получение параметров извлечения природных ресурсов, связанных с извлечением жидкого природного ресурса из резервуара с жидким природным ресурсом путем закачивания жидкости и газа в резервуар и определения первой функции соотношения жидкости и газа, которая определяет различные соотношения как функцию времени. Соотношения определяют соотношение одного или нескольких из: скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и одного или нескольких из: скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, причем первую функцию соотношения жидкости и газа определяют на основе параметров извлечения природных ресурсов. Способ также может включать указание изменить одно или несколько из: скорости жидкости, которую закачивают в резервуар, количества жидкости, которую закачивают в резервуар, скорости газа, который закачивают в резервуар, или количества газа, который закачивают в резервуар, путем сообщения одного или нескольких из: первой функции соотношения жидкости и газа или первого соотношения, определенного первой функцией соотношения жидкости и газа для одного или нескольких из: текущего времени или наступающего времени, контроллеру насоса, который управляет указанным одним или нескольким из: скоростью жидкости, которую закачивают в резервуар, количеством жидкости, которую закачивают в резервуар, скоростью газа, который закачивают в резервуар, или количеством газа, который закачивают в резервуар.

[0085] В одном аспекте определенная первая функция соотношения жидкости и газа определяет непрерывные изменения соотношений как функции времени.

[0086] В одном аспекте параметры извлечения природных ресурсов включают одно или несколько ограничений ввода пользователем для одного или нескольких из: закачивания жидкости или закачивания газа в резервуар.

[0087] В одном аспекте параметры извлечения природных ресурсов представляют собой одно или несколько ограничений режима жидкости и газа и включают одно или несколько из: тип функций соотношения, ограничение скорости изменения соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости и газа, а также индикацию постоянного изменения для изменения соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости и газа.

[0088] В одном аспекте параметры извлечения природных ресурсов представляют собой одно или несколько ограничений на режимы жидкости и газа и включают одно или несколько из: период времени для чередования между закачиванием жидкости и закачиванием газа в резервуар, частоту обновления, с которой обновляется соотношение, определенное функцией соотношения жидкости и газа, доступность жидкости или доступность газа.

[0089] В одном аспекте параметры извлечения природных ресурсов представляют собой один или несколько заданных выходов природного ресурса из резервуара и включают одно или несколько из: совокупного количества жидкого природного ресурса, подлежащего извлечению из резервуара, заданного периода времени, в течение которого следует извлекать совокупное количество жидкого природного ресурса, совокупного объема газа, который должен быть закачан в резервуар, чистой стоимости жидкого природного ресурса, который должен быть извлечен из резервуара, или доступного количества газа, которое доступно для закачивания в резервуар.

[0090] Следует понимать, что приведенное выше описание предназначено для иллюстрации, а не для ограничения. Например, вышеописанные варианты выполнения (и/или их аспекты) могут использоваться в комбинации друг с другом. Кроме того, может быть выполнено множество модификаций для адаптации конкретной ситуации или материала к идеям изобретения и без отхода от его объема. Хотя размеры и типы материалов, описанных в настоящем документе, предназначены для определения параметров изобретения, они никоим образом не являются ограничивающими, а представляют собой иллюстративные варианты выполнения. Многие другие варианты выполнения будут очевидны для обычного специалиста в данной области техники после прочтения вышеприведенного описания. Следовательно, объем изобретения должен определяться со ссылкой на прилагаемую формулу изобретения вместе с полным объемом эквивалентов, на которые распространяется такая формула изобретения. В прилагаемой формуле изобретения термины «включающий» и «в котором» используются как английские эквиваленты соответствующих терминов «содержащий» и «где». Более того, в последующих пунктах формулы изобретения термины «первый», «второй» и «третий» и т.д. используются исключительно в качестве меток и не предназначены для наложения численных требований на определенные ими объекты. Кроме того, ограничения последующей формулы изобретения не записываются в формате «средство плюс функция» и не предназначены для интерпретации на основе параграфа 112 (f) главы 35 Свода Законов США, если только и до тех пор пока такие ограничения формулы не будут явным образом определены с использованием фразы «средство для», за которой следует заявление о функции, лишенное дальнейшей конструкции.

[0091] Примеры в настоящем описании используются для раскрытия нескольких вариантов выполнения предмета изобретения, а также для того, чтобы дать возможность специалисту осуществить на практике варианты выполнения изобретения, включая изготовление и использование любых устройств или систем и выполнение любых включенных способов. Объем охраны изобретения определяется формулой изобретения и может включать другие примеры, которые будут очевидны специалистам. Такие другие примеры предназначены для охвата формулой изобретения, если они имеют конструктивные элементы, которые не отличаются от буквального языка формулы изобретения, или если они содержат эквивалентные конструктивные элементы с несущественными отличиями от буквального языка формулы изобретения.

[0092] Вышеприведенное описание некоторых вариантов выполнения изобретения будет лучше понято при прочтении совместно с прилагаемыми чертежами. В той степени, в которой чертежи иллюстрируют диаграммы функциональных блоков различных вариантов выполнения, функциональные блоки необязательно указывают на разделение между аппаратной схемой. Таким образом, например, один или несколько функциональных блоков (например, процессоры или запоминающие устройства) могут быть реализованы в одном аппаратном блоке (например, процессор сигналов общего назначения, микроконтроллер, оперативное запоминающее устройство, жесткий диск и т.п.). Аналогично, программы могут быть автономными программами, которые могут быть включены в операционную систему в качестве подпрограмм, могут быть функциями в установленном программном пакете и т.п. Различные варианты выполнения не ограничиваются конструкциями и инструментами, показанными на чертежах.

[0093] Используемый в настоящем документе элемент или этап, указанный в единственном числе и сопровождаемый неопределенным артиклем, следует понимать как исключающее множественное число указанных элементов или этапов, если это исключение явно не указано. Кроме того, ссылки на «один вариант выполнения» изобретения не предназначены для интерпретации как исключения существования дополнительных вариантов выполнения, которые также содержат перечисленные признаки. Более того, если явным образом не указано обратное, варианты выполнения, «содержащие», «включающие» или «имеющие» элемент или множество элементов, имеющих конкретное свойство, могут содержать дополнительные такие элементы, которые не имеют этого свойства.

1. Способ извлечения природных ресурсов из подземных резервуаров, включающий:

получение группы функций соотношения жидкости к газу из памяти запоминающего устройства, при этом указанную группу функций подбирают для резервуара с жидким природным ресурсом, причем функции соотношения жидкости к газу определяют различные соотношения, с которыми количество жидкости, являющейся водой, к количеству газа закачивают в резервуар для извлечения жидкого природного ресурса из резервуара, при этом функции соотношения жидкости к газу определяют соотношения как постоянно изменяющиеся и постоянно возрастающие со временем соотношения после периода времени непрерывного закачивания газа;

выбор первой функции соотношения жидкости к газу;

многократное чередование между закачиванием газа в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением из соотношений, определенных выбранной первой функцией соотношения жидкости к газу, и закачиванием жидкости в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением; и

изменение, с течением времени, соотношения, с которым жидкость и газ закачивают в резервуар, в соответствии с первой функцией соотношения жидкости к газу.

2. Способ по п .1, в котором функции соотношения жидкости к газу подбирают для резервуара в том смысле, что функции соотношения жидкости к газу основывают на одном или более параметрах резервуара, чтобы увеличить количество жидкого природного ресурса, который извлекают из резервуара, по сравнению с извлечением жидкого природного ресурса из резервуара с использованием одной или более функций соотношения жидкости к газу, не включенных в указанную группу, которая была до этого получена из памяти.

3. Способ по п. 1, в котором функции соотношения жидкости к газу определяют соотношения как постоянно изменяющиеся во времени соотношения так, что каждая из функций соотношения жидкости к газу не определяет одинаковое соотношение из указанных соотношений в два разных момента времени.

4. Способ по п. 1, в котором изменяют условие, какая функция соотношения жидкости к газу используется для определения текущего соотношения на основе изменения одного или более параметров извлечения жидких природных ресурсов.

5. Способ по п. 1, в котором закачивают в резервуар с жидким природным ресурсом только газ в течение непрерывного периода времени закачивания газа перед многократным чередованием между закачиванием газа и закачиванием жидкости, причем соотношения жидкости к газу определяют непрерывный период времени закачивания газа.

6. Способ по п. 1, в котором закачивают в резервуар только жидкость в течение периода времени сопровождения после завершения многократного чередования между закачиванием газа и закачиванием жидкости, причем соотношения жидкости к газу определяют период времени сопровождения.

7. Способ по п. 1, в котором закачивание жидкости осуществляют автоматически с помощью первого насоса, а закачивание газа в резервуар выполняют автоматически вторым насосом в соответствии с первой функцией соотношения жидкости к газу.

8. Способ по п. 7, в котором передают сигналы изменения в контроллер насоса одного или более из первого насоса или второго насоса для автоматического изменения соотношения указанного одного или более из скорости или количества закачиваемой в резервуар жидкости и указанного одного или более из скорости или количества закачиваемого в резервуар газа, в зависимости от изменения фактической длительности.

9. Способ по п. 1, в котором изменение указанного одного или более из скорости или количества, при которых одно или более из жидкости или газа закачивают в резервуар в соответствии с соотношениями, определенными первой функцией соотношения жидкости к газу, включает периодическую проверку первой функции соотношения жидкости к газу для определения используемого соотношения, и периодическое изменение соотношения указанного одного или более из скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или более из скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, в соответствии с определенным соотношением.

10. Способ по п. 1, в котором изменение указанного одного или более из скорости или количества, при которых одно или более из жидкости или газа закачивают в резервуар в соответствии с соотношениями, определенными первой функцией соотношения жидкости к газу, включает непрерывную проверку первой функции соотношения жидкости к газу для определения используемого соотношения, и непрерывное изменение соотношения указанного одного или более из скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, и указанного одного или более из скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, в соответствии с определенным соотношением.

11. Способ по п. 1, в котором первая функция соотношения жидкости к газу увеличивает указанное одно или более из скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, тогда как указанное одно или более из скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, уменьшается или остается постоянным по времени.

12. Система для извлечения природных ресурсов из подземных резервуаров, содержащая:

контроллер, содержащий один или более процессоров и выполненный с возможностью получения группы функций соотношения жидкости к газу из памяти запоминающего устройства, при этом указанная группа функций подобрана для резервуара с жидким природным ресурсом, причем функции соотношения жидкости к газу определяют различные соотношения, с которыми количество жидкости, являющейся водой, и количество газа закачиваются в резервуар для извлечения жидкого природного ресурса из резервуара, при этом функции соотношения жидкости к газу определяют соотношения как постоянно изменяющиеся и постоянно возрастающие со временем соотношения после периода времени непрерывного закачивания газа, причем контроллер также выполнен с возможностью выбора первой функции соотношения жидкости к газу и передачи управляющих сигналов жидкостному насосу и газовому насосу для многократного чередования между указанием газовому насосу закачивать газ в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или с количеством, которые определяются текущим соотношением из соотношений, определенных выбранной первой функцией соотношения жидкости к газу, и указанием жидкостному насосу закачивать жидкость в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или с количеством, которые определяются текущим соотношением,

при этом контроллер выполнен с возможностью изменения, с течением времени, соотношения, с которым жидкость и газ закачиваются в резервуар в соответствии с первой функцией соотношения жидкости к газу.

13. Система по п. 12, в которой функции соотношения жидкости к газу подобраны для резервуара в том смысле, что функции соотношения жидкости к газу основаны на одном или нескольких параметрах резервуара, чтобы увеличить количество жидкого природного ресурса, который извлекается из резервуара, по сравнению с извлечением жидкого природного ресурса из резервуара с использованием одной или более функций соотношения жидкости к газу, не попадающих в указанную группу.

14. Система по п. 12, в которой функции соотношения жидкости к газу определяют соотношения как постоянно изменяющиеся во времени соотношения, так что каждая из функций соотношения жидкости к газу не определяет одинаковое соотношение из указанных соотношений в два разных момента времени.

15. Система по п. 12, в которой контроллер выполнен с возможностью изменения условия, какая из функций соотношения жидкости к газу используется для определения текущего соотношения на основе изменения одного или более параметров извлечения жидкого природных ресурсов.

16. Способ извлечения природных ресурсов из подземных резервуаров, включающий:

получение параметров извлечения природных ресурсов, связанных с извлечением жидкого природного ресурса из резервуара с жидким природным ресурсом путем закачивания жидкости, являющейся водой, и газа в резервуар;

подбор группы функций соотношения жидкости к газу для резервуара, причем каждая из функций соотношения определяет соотношения, которые непрерывно изменяются и непрерывно возрастают как функция времени после периода времени непрерывного закачивания газа, причем соотношения определяют соотношение одного или более из скорости или количества жидкости, которую закачивают в резервуар, к одному или более из скорости или количества газа, который закачивают в резервуар, причем функции соотношения жидкости к газу определяют на основе параметров извлечения жидких природных ресурсов; и

указание на изменение одного или более из следующего: скорости жидкости, которую закачивают в резервуар, количества жидкости, которую закачивают в резервуар, скорости газа, который закачивают в резервуар, или количества газа, который закачивают в резервуар, путем сообщения одной или нескольких функций соотношения жидкости к газу контроллеру, который управляет указанным одним или более из следующего: скоростью жидкости, которую закачивают в резервуар, количеством жидкости, которую закачивают в резервуар, скоростью газа, который закачивают в резервуар, или количеством газа, который закачивают в резервуар.

17. Способ по п. 16, в котором параметры извлечения жидких природных ресурсов представляют собой одно или более ограничений на режим жидкости к газу и содержат одно или более из следующего: тип функции соотношения, ограничение на скорость изменения соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости к газу, или индикацию постоянного изменения на изменения соотношений, определенных первой функцией соотношения жидкости к газу.

18. Способ по п. 16, в котором параметры извлечения жидких природных ресурсов представляют собой одно или несколько ограничений на параметры жидкости к газу и содержат одно или более из следующего: период времени для чередования между закачиванием жидкости и закачиванием газа в резервуар, частоту обновления, с которой изменяют соотношение, определенное функцией соотношения жидкости к газу, доступность жидкости или доступность газа.

19. Способ по п. 16, в котором подбор группы функций соотношения жидкости к газу для резервуара включает определение нижнего предела и верхнего предела для соотношений каждой из функций соотношения жидкости к газу, причем нижний предел и верхний предел основаны на одной или нескольких характеристиках резервуара.

20. Способ по п. 16, в котором параметры извлечения жидких природных ресурсов включают одно или более вводимых пользователем ограничений для одного или более из: закачивания жидкости или закачивания газа в резервуар.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к частицам гидрогеля, включающим ингибитор газовых гидратов, и способу их применения в нефтедобыче. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов включает по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, при этом содержимое гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации, при этом частицы полимерного гидрогеля имеют средний диаметр 10-2000 мкм.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума.
Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти газового конденсата. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит=31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80, и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20-30, а вторая оторочка содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

Изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, являющуюся смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре, и представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков, причем из потока углеводорода с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C), и нефракционированная углеводородная смесь содержит по меньшей мере этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1%, по объему жидкости, метана, закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине, и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения.

Изобретение относится к способу изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является снижение трудоемкости.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована, в частности, при механизированном способе добычи нефти для обработки скважинной жидкости акустическим воздействием.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты. Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пары добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП в целях поддержания пластового давления.

Группа изобретений относится к области извлечения ресурсов из подземных резервуаров путем закачивания жидкостей и газов в эти резервуары. Технический результат – повышение эффективности извлечения ресурсов и надежности используемых систем. Способ включает получение группы функций соотношения жидкости к газу из памяти запоминающего устройства. Указанную группу функций подбирают для резервуара с жидким природным ресурсом. С помощью функций соотношения жидкости к газу определяют различные соотношения, с которыми количество жидкости - воды к количеству газа закачивают в резервуар для извлечения жидкого природного ресурса из резервуара. Функциями соотношения жидкости к газу определяют соотношения как постоянно изменяющиеся и постоянно возрастающие со временем соотношения после периода времени непрерывного закачивания газа. Осуществляют выбор первой функции соотношения жидкости к газу. Осуществляют многократное чередование между закачиванием газа в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением из соотношений, определенных выбранной первой функцией соотношения жидкости к газу, и закачиванием жидкости в резервуар с одним или более из следующего: со скоростью или количеством, которые определяются текущим соотношением; и изменение, с течением времени, соотношения, с которым жидкость и газ закачивают в резервуар, в соответствии с первой функцией соотношения жидкости к газу. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Наверх