(12) TŁUMACZENIE PATENTU EUROPEJSKIEGO (19) PL (11) PL/EP (96) Data i numer zgłoszenia patentu europejskiego:

Transkrypt

1 RZECZPOSPOLITA POLSKA (12) TŁUMACZENIE PATENTU EUROPEJSKIEGO (19) PL (11) PL/EP (96) Data i numer zgłoszenia patentu europejskiego: (13) (1) T3 Int.Cl. E21B 43/ (06.01) Urząd Patentowy Rzeczypospolitej Polskiej (97) O udzieleniu patentu europejskiego ogłoszono: Europejski Biuletyn Patentowy 14/38 EP B1 (4) Tytuł wynalazku: Sposób poprawy wydobycia sczerpanego pola gazowego lub naftowego () Pierwszeństwo: US 8169 (43) Zgłoszenie ogłoszono: w Europejskim Biuletynie Patentowym nr 13/17 (4) O złożeniu tłumaczenia patentu ogłoszono: Wiadomości Urzędu Patentowego /03 (73) Uprawniony z patentu: Foroil, Paris, FR (72) Twórca(y) wynalazku: PL/EP T3 JEAN-MARC OURY, Paris, FR BRUNO HEINTZ, Paris, FR HUGUES DE SAINT GERMAIN, Hong Kong, CN RÉMI DAUDIN, Paris, FR BENOÎT DESJARDINS, Le Plessis-Robinson, FR (74) Pełnomocnik: rzecz. pat. Eliza Stypińska LDS ŁAZEWSKI DEPO I WSPÓLNICY SP. K. ul. Okopowa 8/ Warszawa Uwaga: W ciągu dziewięciu miesięcy od publikacji informacji o udzieleniu patentu europejskiego, każda osoba może wnieść do Europejskiego Urzędu Patentowego sprzeciw dotyczący udzielonego patentu europejskiego. Sprzeciw wnosi się w formie uzasadnionego na piśmie oświadczenia. Uważa się go za wniesiony dopiero z chwilą wniesienia opłaty za sprzeciw (Art. 99 (1) Konwencji o udzielaniu patentów europejskich).

2 1 EP B1 Z 1270/14 Sformatowano 2 Sposób poprawy wydobycia sczerpanego pola gazowego lub naftowego Opis TŁO WYNALAZKU 1. Dziedzina wynalazku [0001] Niniejszy wynalazek dotyczy poprawy wydobycia sczerpanego pola gazowego lub naftowego. Bardziej szczegółowo, niniejszy wynalazek dotyczy wykorzystania symulatora pola dla wyznaczenia lokalizacji wiercenia dla nowych odwiertów i/lub iniektorów. 2. Opis odnośnego stanu techniki [0002] Sczerpane pola naftowe i gazowe, z wieloma wydobywcami i długą historią wydobycia, stają się z każdym mijającym rokiem coraz bardziej złożone dla właściwego zrozumienia. Zwykle po kilku kampaniach wiertniczych nie istnieje oczywiste rozwiązanie, aby złagodzić ich spadek przy wykorzystaniu niedrogich sprzętowych technologii. Nadal jest miejsce na poprawę wydobycia przez zachowanie tak zwanej bazy linii odniesienia lub tego co zawsze dla całego sczerpanego pola. [0003] Symulatory pola zostały opracowane do modelowania zachowania sczerpanego pola naftowego lub gazu ziemnego i do prognozowania oczekiwanej ilości wydobytej w odpowiedzi na dany zestaw zastosowanych parametrów wydobycia. Ostatnio pojawił się typ symulatora pola zdolnego do przewidywania wydobycia z pola, odwiert po odwiercie, dla danego scenariusza, w stosunkowo krótkim czasie (kilku sekund). [0004] Jednakże, zasadnicze zmiany mogą być przewidziane na drodze wiercenia dodatkowych odwiertów tak, że istnieją miliardy możliwych scenariuszy. Dotychczas żadne tradycyjne analizy nie były w stanie niezawodnie zidentyfikować optymalnego scenariusza. W szczególności, wykorzystanie tradycyjnego symulatora pola do wyznaczenia wydobycia z pola dla każdego z możliwych scenariuszy, w celu wybrania najlepszego, wymagałoby nadmiernej ilości czasu obliczeń. Dokument US 08/00793 A1 ujawnia technikę hybrydowego algorytmu ewolucyjnego ( HEA = hybrid evolutionary algorithm ) dla automatycznego obliczania lokalizacji odwiertów i drenaży na polu. Dokument NEJAD T., SAHAND U., ALEAGAHA A., SALARI S. : «Estimating Optimum Well Spacing in a Middle East Onshore Oil Field Using a Genetic Algorithm Optimization

3 2 2 Approach", SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, SPE, vol. SPE2 z 14 Marca 07, ujawnia sposób dla optymalizowania odstępów między odwiertami w fazie opracowywania złoża węglowodorowego i planowania wiercenia odwiertów wydobywczych. Dokument PANG S., FAEHRMANN P.: «Development Planning in a Mature Oil Field», of SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, SPE, vol. SPE232, z 8 lutego 1993, ujawnia planowania rozwoju sczerpanego pola naftowego. STRESZCZENIE WYNALAZKU [000] Wynalazek został zrealizowany przy uwzględnieniu powyższych problemów, a jego celem jest dostarczenie sposobu ulepszenia wydobycia sczerpanego pola gazu ziemnego lub ropy naftowej, który nie wymaga nadmiernej ilości czasu obliczeń. [0006] Wynalazek dostarcza sposobu poprawy wydobycia sczerpanego pola gazowego lub ropy naftowej według niniejszego wynalazku, wspomniane pole zawiera wiele istniejących odwiertów, przy czym wspomniany sposób obejmuje: dostarczenie symulatora pola zdolnego do przewidywania wydobycia z wspomnianego pola, odwiert po odwiercie, w zależności od danego scenariusza, przy czym scenariusz jest zestawem danych zawierających parametry wydobycia istniejących odwiertów i ewentualnie parametry lokalizacji i wydobycia z jednego lub więcej nowych odwiertów, wyznaczenie obszarów drenażowych wspomnianych istniejących odwiertów przy wykorzystaniu symulatora pola, wyznaczenie lokalizacji kandydujących nowych odwiertów takich, jak obszary drenażowe wspomnianych kandydujących nowych odwiertów, wyznaczonych przy wykorzystaniu symulatora pola, nie pokrywających się z obszarami drenażowymi istniejących odwiertów, optymalizowanie wartości funkcji zyskowności, która zależy od wydobycia pola przez wyznaczenie zestawu odwiertów spośród wielu zestawów odwiertów, które optymalizuje wartość wspomnianej funkcji zyskowności, przy czym każdy zestaw odwiertów spośród wspomnianych wielu odwiertów zawiera istniejące odwierty i nowe odwierty wybrane spośród kandydujących nowych odwiertów. [0007] Dzięki sposobowi według wynalazku wyznaczone zostają kandydujące nowe odwierty w taki sposób, że ich obszary drenażowe nie pokrywają się z obszarami drenażowymi istniejących odwiertów. Zatem, liczba kandydujących nowych odwiertów jest zmniejszana w porównaniu do wielu możliwych lokalizacji dla nowych odwiertów. Ponieważ funkcja zyskowności zależy od wydobycia pola, to wyznaczenie jej wartości dla

4 3 2 danego scenariusza wymaga skorzystania z symulatora pola. Jednakże, ponieważ optymalizacja została przeprowadzona za pomocą wybierania nowych odwiertów spośród kandydujących nowych odwiertów, to liczba scenariuszy zastała zmniejszona w porównaniu do liczby możliwych scenariuszy. Optymalizacja nie wymaga wykorzystania symulatora pola dla każdego z możliwych scenariuszy i czas obliczeń zostaje zmniejszony. [0008] W przykładzie wykonania, sposób obejmuje etap heurystyczny, w którym kandydujące nowe odwierty są wstępnie wybierane lub niewybierane przez zastosowanie co najmniej jednej zasady heurystycznej, każdy zestaw odwiertów spośród wspomnianych wielu zestawów odwiertów składa się z istniejących odwiertów i nowych odwiertów wybranych spośród wstępnie wybranych kandydujących nowych odwiertów. [0009] To pozwala na dalsze zmniejszenie liczby scenariuszy. [00] Na przykład, wspomniana zasada heurystyczna obejmuje wstępne wybieranie i niewybieranie kandydujących nowych poziomych odwiertów, zależnie od ich orientacji. [0011] Wspomniana zasada heurystyczna może obejmować wstępne wybieranie i niewybieranie kandydujących nowych odwiertów, zależnie od ich odległości od istniejących odwiertów. [0012] Zasada heurystyczna może również obejmować wstępne wybieranie i niewybieranie kandydujących nowych odwiertów, zależnie od ich obliczonego wydobycia ropy naftowej wyznaczonego przez symulator pola. [0013] W przykładzie wykonania, optymalizowanie wartości funkcji zyskowności obejmuje wyznaczenie optymalnych parametrów wydobycia dla danego zestawu odwiertów przez zastosowanie wyznaczających sposobów optymalizacji. [0014] Optymalizowanie wartości funkcji zyskowności może obejmować wyznaczenie optymalnego danego zestawu odwiertów przez zastosowanie nie wyznaczających sposobów optymalizacji. [00] W przykładzie wykonania, optymalizowanie wartości wspomnianej funkcji zyskowności obejmuje wyznaczenie zestawu iniektorów, które optymalizuje wartość wspomnianej funkcji zyskowności. [0016] Odwierty mogą posiadać jedno lub wielo warstwową geologię. W tym ostatnim przypadku, symulator pola może być zdolny do przewidywania wydobycia z wspomnianego pola, odwiert po odwiercie oraz po warstwie albo grupie warstw. [0017] Sposób może obejmować etap wyznaczania ograniczeń do spełnienia przez zestaw odwiertów, który optymalizuje wartość wspomnianej funkcji zyskowności.

5 4 2 [0018] Sposób może obejmować etap wyznaczania ograniczeń do spełnienia przez wspomniane optymalne parametry wydobycia. KRÓTKI OPIS RYSUNKÓW [0019] Te i inne cele i cechy niniejszego wynalazku staną się jasne z poniższego opisu korzystnych przykładów wykonania podanych z odniesieniem do towarzyszących rysunków, na których: Fig. 1 jest schematycznym widokiem przedstawiającym obszary drenażowe istniejących odwiertów sczerpanego pola naftowego, Fig. 2 i fig. 3 przedstawia obszary kandydujących nowych odwiertów dla pola naftowego z figury 1, oraz Fig. 4 jest schematem ilustrującym sposób dla poprawy wydobycia z sczerpanego pola naftowego, według przykładu wykonania wynalazku. SZCZEGÓŁOWY OPIS KORZYSTNYCH PRZYKŁADÓW WYKONANIA [00] Przykłady wykonania wynalazku będą opisane szczegółowo poniżej przez odniesienie do rysunków. [0021] Fig. 1 reprezentuje schematyczny widok sczerpanego pola naftowego 1, z góry. Pole naftowe 1 zawiera wiele istniejących odwiertów 2, 2. Istniejące odwierty 2, 2 zawierają w szczególności pionowe odwierty 2 i poziome odwierty 2. W przykładzie wykonania, pole naftowe 1 może również zawierać iniektory. [0022] Odwierty 2, 2 mogą posiadać jedno lub wielo warstwową geologię. [0023] Symulator pola jest programem komputerowym zdolnym do przewidywania wydobycia z pola naftowego 1 jako funkcja danego scenariusza. Scenariusz jest zestawem danych zawierającym parametry wydobycia z istniejących odwiertów 2, 2 i, może być przypadkiem, parametrów lokalizacji i wydobycia z jednego lub więcej nowych odwiertów. W przykładzie wykonania, scenariusz może również zawierać parametry wydobycia z istniejących iniektorów i lokalizację oraz parametry wydobycia z nowych iniektorów. [0024] Bardziej szczegółowo, symulator pola jest zdolny do przewidywania wydobycia z pola naftowego 1 odwiert po odwiercie oraz, w przypadku wielo warstwowej geologii, po warstwie lub grupie warstw. [002] Parametry wydobycia mogą zawierać, na przykład, ciśnienie przepływu dolnego otworu, ciśnienie głowicy odwiertu, stopień podnoszenia gazu, szybkość gazodźwigu,

6 2 częstotliwość pompy, remont kapitalny, zmiana zakończenia... Dla nowych odwiertów, parametry wydobycia mogą zawierać czas wiercenia lub zakończenie. [0026] Jak wyjaśniono powyżej, ostatnio pojawił się typ symulatora pola zdolny do przewidywania wydobycia z pola, odwiert po odwiercie, oraz jako odpowiednie warstwa po warstwie dla danego scenariusza, w stosunkowo krótkim czasie. Fachowiec jest w stanie zapewnić taki symulator pola dla pola naftowego 1. [0027] Niniejszy wynalazek ma na celu poprawę wydobycia z sczerpanego pola gazu ziemnego lub ropy naftowej. W niniejszym przykładzie wykonania, wydobycie z pola naftowego 1 poprawiono przez zidentyfikowanie miejsca i czasu, w którym należy wiercić nowy odwiert, oraz zidentyfikowanie technologii, która ma być zastosowana dla każdego z nowych odwiertów (typ zakończenia, pionowy czy poziomy, a jeżeli tak, to której orientacji). W innym przykładzie wykonania, wydobycie z pola naftowego 1 może również być poprawione przez zidentyfikowanie lokalizacji i czasu, w którym należy wiercić nowe iniektory. [0028] Mogą być zdefiniowane ograniczenia, które muszą być spełnione przez parametry wydobycia B i lub zestaw odwiertów {W i }. Na przykład, wartości, które mają być podane dla parametrów przyszłego wydobycia nie mogą odbiegać o więcej niż ±% od zaobserwowanych historycznych wartości, dla istniejących i/lub nowych odwiertów. Podobnie, maksymalna liczba nowych odwiertów powinna być N i nie więcej niż n odwiertów może być wywierconych w okresie jednego roku. [0029] W tym kontekście, poprawienie wydobycia z pola naftowego 1 oznacza maksymalizowanie wartości funkcji zyskowności, która zależy od wydobycia pola, odwiert po odwiercie i jako odpowiednie, warstwa po warstwie. Na przykład, funkcja zyskowności może być wartością bieżącą netto (Net Present Value (NPV)) pola przez pięć lat. [00] Na przykład, uproszczonym podejściem jest obliczyć wartość obniżoną wydobycia i odjąć inwestycje (koszt wiercenia nowych odwiertów). W tym przypadku, dla danego scenariusza, funkcja zyskowności jest następująca: lat lat gdzie:

7 6 2 {W i } jest zestawem odwiertów dla scenariusza, zawierającego istniejące odwierty i nowe odwierty. B i jest parametrem wydobycia zestawu odwiertów {W i }. P i oznacza wydobycie ropy naftowej dla odwiertu W i (obliczone wykorzystując symulator pola). n jest liczbą odwiertów w zestawie odwiertów {W i }. S oznacza cenę sprzedaży ropy naftowej netto po opodatkowaniu. d oznacza stopę dyskontową. I ij oznacza inwestycję poczynioną na odwiercie W i w ciągu roku j. [0031] Maksymalizacja wartości funkcji zyskowności NPV zakłada zidentyfikowanie optymalnego zestawu odwiertów {W i } i odpowiadających mu parametrów wydobycia B i. W tym celu, niniejszy wynalazek wykorzystuje dwuczęściowe podejście. Najpierw wyznaczane są kandydujące nowe odwierty. Następnie stosowany jest proces optymalizacji w celu wybrania spośród istniejących odwiertów i kandydujących nowych odwiertów, zestawu odwiertów {W i }, który maksymalizuje wartość funkcji zyskowności. [0032] Poniżej podany jest szczegółowy opis dwuczęściowego podejścia z odniesieniem do figury 4. [0033] Najpierw, jak wyjaśniono powyżej, symulator pola został dostarczony w etapie. [0034] Dla danego scenariusza, który nie obejmuje nowych odwiertów, symulator pola może przewidzieć skumulowane wydobycie ropy naftowej (COP) każdego z istniejących odwiertów 2, 2, skierowane do przodu na kilka lat, na przykład na pięć lat na przyszłość. To umożliwia wyznaczenie obszarów drenażowych 3, 3 istniejących odwiertów 2, 2, w etapie 11. [003] Obliczenie obszaru drenażowego będzie wykonane w taki sposób, że daje ono dobre zrozumienie obszaru pola, który znacznie więcej wydobył niż średnie pole. [0036] Na przykład, zakładając, że cienkie złoże wydobywcze (grubość h mała w porównaniu do odległości między odwiertowej), obszar drenażowy może być zdefiniowany dla dowolnie podanego istniejącego odwiertu W i, jako powierzchnia S i wokół niego, taka, że: (COP) i = Φ i S i h i (1 S wi S or ) i gdzie: (COP) i jest skumulowanym wydobyciem ropy naftowej przez odwiert W i przekazywanym przez pięć lat, przewidzianym przez symulator pola.

8 7 2 Φ i jest średnią porowatością wokół odwiertu W i. S wi jest nieredukowalnym nasyceniem wodą. S or jest szczątkowym nasyceniem ropą naftową. [0037] Kształt powierzchni S i zależy od pola i od technologii odwiertu. W przykładzie pola naftowego 1, powierzchnia S i jest kołowa dla pionowych odwiertów 2 i elipsowata o głównej osi podanej przez dren dla poziomych odwiertów 2. Figura 1 reprezentuje obszary drenażowe 3, 3 istniejących odwiertów 2, 2. [0038] Gdy tylko obszary drenażowe 3, 3 istniejących odwiertów 2, 2 zostały wyznaczone, lokalizacje kandydujących nowych odwiertów mogą być wyznaczone w etapie 12 tak, że obszary drenażowe kandydujących nowych odwiertów nie nakładają się z obszarami drenażowymi 3, 3 istniejących odwiertów. Bardziej szczegółowo, kandydujące nowe odwierty mogą być umieszczone na wielu mapach jak zostanie teraz wyjaśnione. [0039] Wolne obszar z figury 1 reprezentują obszary gdzie nowe odwierty mogą być wywiercone. Dla danego nowego pionowego odwiertu zlokalizowanego w jednym z wolnych obszarów, obszar drenażowy w kształcie koła może być wyznaczony przy wykorzystaniu symulatora pola, w ten sam sposób jak powyżej. Przyjmując, że w szczególnym przypadku, wszystkie nowe odwierty zlokalizowane w tych samych wolnych obszarach będą miały ten sam obszar drenażowy, wiele kół tego samego rozmiaru może być umieszczonych w wolnym obszarze bez nakładania z obszarami drenażowymi 3, 3 istniejących odwiertów 2, 2. Figura 2 reprezentuje wiele kół 4 umieszczonych jak opisano powyżej. Środek każdego koła 4 reprezentuje lokalizację kandydującego nowego pionowego odwiertu. [0040] Podobnie, dla danego nowego pionowego odwiertu, obszar drenażowy w kształcie elipsy może być wyznaczony przy wykorzystaniu symulatora pola. Wiele elips tego samego rozmiaru (lub różnych rozmiarów, jakie zdefiniowano przez symulator), może być umieszczonych w wolnych obszarach, bez nakładania z obszarami drenażowymi 3, 3 istniejących odwiertów 2, 2. Figura 3 reprezentuje wiele elips umieszczonych jak opisano powyżej, z ich głównymi osiami zorientowanymi w tym samym kierunku. Główna oś każdej elipsy reprezentuje lokalizację drenu kandydującego nowego poziomego odwiertu. Podobne mogą być wyznaczone mapy z elipsami zorientowanymi w różnych kierunkach. Na przykład, wyznaczono osiem map kandydujących poziomych odwiertów, z głównymi osiami ich elips zorientowanymi o od siebie.

9 8 2 [0041] Zatem wyznaczona została lokalizacja wielu kandydujących nowych odwiertów, pionowych i poziomych. Następnie, w etapie 13, jak wyjaśniono powyżej, proces optymalizacji został zastosowany dla wybrania spośród istniejących odwiertów i kandydujących nowych odwiertów, zestawu odwiertów {W i }, który maksymalizuje wartość funkcji zyskowności. [0042] Bardziej szczegółowo, przetwarzanie optymalizacyjne wykorzystuje podejścia heurystyczne, zbieżności wyznaczających i zbieżności nie wyznaczających. [0043] Podejścia heurystyczne mają na celu zmniejszenie liczby kandydujących nowych odwiertów przez wstępne wybieranie nowych odwiertów i niewybieranie innych. Można zastosować następujące zasady: Kandydujące nowe odwierty są sklasyfikowane według ich skumulowanego wydobycia ropy naftowej (wyznaczonego przez symulator pola dla wyznaczenia obszarów drenażowych jak opisano powyżej) i tylko te pierwsze są wstępnie wybierane, na przykład 0% tych pierwszych. To pozwala na utrzymanie wystarczająco dużej liczby odwiertów ponieważ potencjalne interakcje między odwiertami mogącymi modyfikować klasyfikowanie odwiertów, w porównaniu do początkowej wymienionej powyżej klasyfikacji, gdzie przypuszcza się, że nowe odwierty mają wydobywać pojedynczo, to jest bez żadnego innego konkurującego nowego odwiertu. Pozioma orientacja odwiertu bierze pod uwagę ogólny preferencyjny kierunek geologii. Kandydujące nowe poziome odwierty są wstępnie wybierane lub niewybierane według różnic między ich orientacjami i preferencyjnym kierunkiem geologii. Na przykład, kandydujące nowe poziome odwierty są wstępnie wybierane, jeżeli różnica między ich orientacją i preferencyjnym kierunkiem geologii nie przekracza. Inne kandydujące nowe poziome odwierty nie są wybierane. Kandydujące nowe poziome odwierty nie są wybierane, jeżeli zbliżają one jeden z istniejących odwiertów 2, 2 o więcej niż, na przykład, 0,1 krotnie odległości między odwiertami. [0044] Zbieżność wyznaczająca ma na celu wyznaczenie optymalnych parametrów wydobycia B i0 dla danego zestawu odwiertów {W i }. Ponieważ parametry wydobycia są głównie parametrami ciągłymi, to mogą być wykorzystane klasyczne sposoby optymalizacji (wyznaczające i nie wyznaczające) takie, jak sposoby gradientowe lub pseudo gradientowe, sposoby gałąź i cięcie (branch and cut)...

10 9 2 [004] Zbieżność nie wyznaczająca ma na celu znajdowanie zestawu odwiertów {W i } maksymalizującego funkcję zyskowności NPV. Ponieważ zestawy odwiertów {W i } są dyskretne, to stosowane są nie wyznaczające sposoby, wraz z zasadami heurystycznymi opisanymi powyżej. Pozwalają one na wybieranie odpowiednich zestawów odwiertów, w celu obszernego zbadania przestrzeni dobrych kandydatów i zidentyfikowania optymalnego zestawu odwiertów {W i } 0, zawierającego istniejące odwierty 2, 2 i nowe odwierty z ich lokalizacją, technologią (z pionową/poziomą orientacją) oraz datę wiercenia. Takie sposoby mogą obejmować, na przykład, sposoby ewolucyjne lub symulowane wyżarzanie. [0046] Taki nie wyznaczający sposób musi obliczyć funkcję zyskowności, przy danych ograniczeniach, przez wykorzystanie symulatora pola, dla dużej liczby zestawów odwiertów. Jednakże, ponieważ zestawy odwiertów obejmują istniejące odwierty i nowe odwierty wybrane spośród wstępnie wybranych kandydujących nowych odwiertów, to liczba możliwych zestawów odwiertów została ograniczona w porównaniu do miliardów możliwych scenariuszy. Na przykład, w jednym przykładzie wykonania, funkcja zyskowności jest obliczana dla setek tysięcy zestawów odwiertów. Jednakże, potrzebny czas obliczeń jest mały w porównaniu z czasem obliczania, który byłby potrzebny do obliczenia funkcji zyskowności dla miliardów możliwych scenariuszy. Inaczej mówiąc, niniejszy wynalazek pozawala na zidentyfikowanie optymalnego zestawu odwiertów {W i } 0 w ograniczonym czasie. [0047] Dodatkowo do optymalnego zestawu odwiertów {W i } 0 i odpowiadającym mu optymalnym parametrom B i0 optymalnego scenariusza, mogą być zidentyfikowane inne dobre, sub optymalne scenariusze, które zapewniają wartość funkcji zyskowności bliską optymalnej (typowo mniej niż % poniżej optymalnej, jako proporcja różnicy między wartością funkcji zyskowności dla odnośnego scenariusza, a wartością funkcji zyskowności dla optymalnego scenariusza, obie spełniające te same ograniczenia). W przykładzie wykonania, zamiast wiercenia nowych odwiertów według optymalnego scenariusza, wybierane zostają sub optymalne scenariusze, jak opisano poniżej, w celu wiercenia nowych odwiertów. [0048] Optymalny scenariusz zależy od ograniczeń i parametrów wejściowych (zwanych parametrami zewnętrznymi ), na przykład ceny ropy naftowej. Dla pewnych zmian takich parametrów zewnętrznych liczba nowych odwiertów zidentyfikowanych w optymalnym

11 2 zestawie odwiertów {W i } 0 będzie rosła lub malała. Na przykład, zwiększona cena ropy naftowej uruchomi nowe odwierty, ponieważ więcej będzie oznaczało ekonomicznie. [0049] Aby były możliwie najbardziej niewrażliwe na zmiany takich parametrów zewnętrznych, dobre sub optymalne scenariusze będą wybierane w taki sposób, że pewna liczba ich wspólnych nowych odwiertów jest tak duża jak jest to możliwe. Jest tak aby zapewnić, że zmiana parametrów zewnętrznych nie będzie całkowicie zmieniać listy nowych odwiertów, czyniąc w związku z tym nowe wiercenia nieaktualnymi. [000] Idealnie dla kolejności wzrostu ceny ropy naftowej S 1, S 2,...S n, odpowiadające jej zestawy odwiertów {W i } 1, {W i } 2... {Wi} n dla dobrych sub optymalnych scenariuszy będą takie, że {W i } 1 {Wi} 2... {W i } n. W przeciwnym razie, suma głównych wspólnych nowych odwiertów powinna być maksymalna. [001] Na przykład, załóżmy, że uzyskano następujące wyniki: Dla S 1 = 0 USD, {W i } 1 = {istniejące odwierty, W1, W2 }. Dla S 2 = 6 USD, {Wi} 2 = {istniejące odwierty, W1, W2, W3}. Dla S 3 = 80 USD, {W i } 3 = {istniejące odwierty, W1, W2, W4, W3}. gdzie, W1, W2, W2, W3, W4 są nowymi odwiertami dla odpowiednich scenariuszy, a obszary drenażowe odwiertów W2 i W4 pokrywają się. Jeżeli odwierty W1, W2 oraz W3 zostały wywiercone, a później cena ropy naftowej wzrosła do 80 USD, to odwiert W4 będzie w konflikcie z odwiertem W2. [002] W związku z tym, zostały przeprowadzone symulacje wielowariantowe, aby obliczyć wartości NPV różnych sub optymalnych scenariuszy i zidentyfikować jeden, który umożliwi wiercenie dobrych dodatkowych odwiertów w przypadku wzrostu ceny ropy naftowej. Na przykład, w poprzednim przykładzie, dla S 2 = 6 USD, scenariusz z zestawem odwiertów {W i } 2 = {istniejące odwierty, W1, W2, W3} może być sub optymalny przy funkcji zyskowności mniejszej niż % poniżej optimum. W związku z tym, uzasadnione jest wywiercenie nowych odwiertów W1, W2, W3. Jeżeli później cena ropy naftowej wzrośnie do 80 USD, nowe odwierty W4 mogą być wywiercone bez konfliktu z odwiertem W2. Foroil, (FR) Francja Pełnomocnik:

12 11 2 EP B1 Z 1270/14 Zastrzeżenia patentowe 1. Sposób poprawy wydobycia sczerpanego pola gazowego lub naftowego, przy czym wspomniane pole zawiera wiele istniejących odwiertów (2, 2 ), przy czym wspomniany sposób obejmuje: dostarczenie () symulatora pola zdolnego do przewidywania wydobycia ze wspomnianego pola, odwiert po odwiercie, w zależności od danego scenariusza, przy czym scenariusz jest zestawem danych zawierających parametry wydobycia istniejących odwiertów (2, 2 ), przy czym sposób jest znamienny tym, że wspomniany zestaw danych zawiera ewentualnie, parametry lokalizacji i wydobycia z jednego lub więcej nowych odwiertów, oraz tym, że obejmuje: wyznaczenie (11) obszarów drenażowych (3, 3 ) wspomnianych istniejących odwiertów (2, 2 ) przy wykorzystaniu symulatora pola, wyznaczenie (12) lokalizacji kandydujących nowych odwiertów takich, że obszary drenażowe wspomnianych kandydujących nowych odwiertów, wyznaczonych przy wykorzystaniu symulatora pola, nie pokrywają się z obszarami drenażowymi (3, 3 ) istniejących odwiertów (2, 2 ), optymalizowanie (13) wartości funkcji zyskowności, która zależy od wydobycia z pola przez wyznaczenie zestawu odwiertów spośród wielu zestawów odwiertów, która optymalizuje wartość wspomnianej funkcji zyskowności, przy czym każdy zestaw odwiertów wspomnianych wielu zestawów odwiertów zawiera istniejące odwierty (2, 2 ) i nowe odwierty wybrane spośród kandydujących nowych odwiertów. 2. Sposób według zastrz. 1, zawierający etap heurystyczny w którym kandydujące nowe odwierty są wstępnie wybierane lub niewybierane przez zastosowanie co najmniej jednej heurystycznej zasady, przy czym każdy zestaw odwiertów spośród wielu zestawów odwiertów składa się z istniejących odwiertów i nowych odwiertów wybranych spośród wstępnie wybranych kandydujących nowych odwiertów. 3. Sposób według zastrz. 2, w którym wspomniana zasada heurystyczna zawiera wstępne wybieranie i niewybieranie kandydujących nowych poziomych odwiertów, zależnie od ich orientacji.

13 12 4. Sposób według zastrz. 2, w którym wspomniana heurystyczna zasada zawiera wstępne wybieranie i niewybieranie kandydujących nowych odwiertów, zależnie od ich odległości od istniejących odwiertów.. Sposób według zastrz. 2, w którym wspomniana heurystyczna zasada zawiera wstępne wybieranie i niewybieranie kandydujących nowych odwiertów, zależnie od ich skumulowanego wydobycia ropy naftowej wyznaczonego przez symulator pola. 6. Sposób według zastrz. 1, w którym optymalizowanie wartości funkcji zyskowności obejmuje wyznaczenie optymalnych parametrów wydobycia dla danego zestawu odwiertów przez zastosowanie wyznaczających lub nie wyznaczających sposobów optymalizacji. 7. Sposób według zastrzeżenia 1, w którym optymalizowanie wartości funkcji zyskowności obejmuje wyznaczenie optymalnego danego zestawu odwiertów przez zastosowanie nie wyznaczających sposobów optymalizacji. 8. Sposób według zastrz. 1, w którym optymalizowanie wartości funkcji zyskowności obejmuje wyznaczenie zestawu iniektorów, które optymalizują wartość wspomnianej funkcji zyskowności. 9. Sposób według zastrz. 1, w którym co najmniej jeden z odwiertów posiada wielo warstwową geologię, oraz symulator pola jest zdolny do przewidywania wydobycia z wspomnianego pola, odwiert po odwiercie oraz po warstwie lub grupie warstw.. Sposób według zastrz. 1, obejmuje etap określania ograniczeń do spełnienia przez zestaw odwiertów, który optymalizuje wartość wspomnianej funkcji zyskowności. 11. Sposób według zastrz. 6, obejmujący etap określania ograniczeń do spełnienia przez wspomniane optymalne parametry wydobycia. 2 Foroil, (FR) Francja Pełnomocnik:

14 13 EP B1 Z 1270/14

15 14 EP B1 Z 1270/14