[go: up one dir, main page]

RU2015103114A - Система и способ моделирования скважинных режимов в скважинной системе - Google Patents

Система и способ моделирования скважинных режимов в скважинной системе Download PDF

Info

Publication number
RU2015103114A
RU2015103114A RU2015103114A RU2015103114A RU2015103114A RU 2015103114 A RU2015103114 A RU 2015103114A RU 2015103114 A RU2015103114 A RU 2015103114A RU 2015103114 A RU2015103114 A RU 2015103114A RU 2015103114 A RU2015103114 A RU 2015103114A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
information
heat source
electric submersible
submersible pump
well system
Prior art date
Application number
RU2015103114A
Other languages
English (en)
Inventor
Адольфо С. ГОНЗАЛЕС
Юнфэн КАН
Роберт Митчелл
Original Assignee
Лэндмарк Графикс Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Лэндмарк Графикс Корпорейшн filed Critical Лэндмарк Графикс Корпорейшн
Publication of RU2015103114A publication Critical patent/RU2015103114A/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06G—ANALOGUE COMPUTERS
    • G06G7/00—Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
    • G06G7/48—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
    • G06G7/56—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators for heat flow

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Heat-Pump Type And Storage Water Heaters (AREA)

Abstract

1. Способ моделирования внутрискважинных режимов, реализуемый с использованием компьютера, включающий:прием информации о конфигурации, относящейся к сконфигурированной для добычи скважинной системе, которая содержит флюиды, находящиеся в ее кольцеобразной области;прием информации об источнике тепла, относящейся к источнику тепла, находящемуся в скважинной системе;моделирование распространения температуры в скважинной системе в ходе реализации плана добычи на основании по меньшей мере информации о конфигурации и информации об источнике тепла; ипрогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области, на основании смоделированного распространения температуры в скважинной системе.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о количестве тепловой энергии, выделяемой из источника тепла.3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о физической конфигурации источника тепла.4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что моделирование распространения температуры в скважинной системе включает вычисление тепловой энергии, выделяемой из источника тепла, на основании информации о физической конфигурации источника тепла.5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации, характеризующей расположение источника тепла в скважинной системе.6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации об электрическом погружном насосе, находящемся в скважинной системе.7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что информация об

Claims (30)

1. Способ моделирования внутрискважинных режимов, реализуемый с использованием компьютера, включающий:
прием информации о конфигурации, относящейся к сконфигурированной для добычи скважинной системе, которая содержит флюиды, находящиеся в ее кольцеобразной области;
прием информации об источнике тепла, относящейся к источнику тепла, находящемуся в скважинной системе;
моделирование распространения температуры в скважинной системе в ходе реализации плана добычи на основании по меньшей мере информации о конфигурации и информации об источнике тепла; и
прогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области, на основании смоделированного распространения температуры в скважинной системе.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о количестве тепловой энергии, выделяемой из источника тепла.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о физической конфигурации источника тепла.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что моделирование распространения температуры в скважинной системе включает вычисление тепловой энергии, выделяемой из источника тепла, на основании информации о физической конфигурации источника тепла.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации, характеризующей расположение источника тепла в скважинной системе.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации об электрическом погружном насосе, находящемся в скважинной системе.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает по меньшей мере одну из следующих характеристик: внешний диаметр электрического погружного насоса, длина электрического погружного насоса, масса электрического погружного насоса, длина электрического кабеля, относящегося к электрическому погружному насосу.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает информацию о тепловой энергии, выделяемой из электрического погружного насоса во время работы.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что информацию о тепловой энергии вычисляет изготовитель электрического погружного насоса.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважинная система содержит устье скважины, а прогнозирование нарастания давления включает прогнозирование подвижек устья скважины.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает моделирование вызванных напряжениями нагрузок на подъемную колонну, находящуюся в скважинной системе, на основании по меньшей мере информации об источнике тепла, при этом прогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области, частично основано на смоделированных вызванных напряжениями нагрузках на подъемную колонну.
12. Способ моделирования внутрискважинных режимов в скважинной системе с несколькими колоннами, реализуемый с использованием компьютера, включающий:
прием посредством модуля прогнозирования добычи описания конфигурации заканчивающей оснастки скважинной системы с несколькими колоннами, характеризующего флюиды, находящиеся в кольцеобразной области в колоннах скважинной системы с несколькими колоннами,
прием посредством модуля прогнозирования добычи информации об источнике тепла, относящейся к источнику тепла, находящемуся в скважинной системе;
моделирование посредством модуля прогнозирования добычи распространения температуры в скважинной системе в ходе реализации плана добычи на основании по меньшей мере описания конфигурации заканчивающей оснастки и информации об источнике тепла;
прием в модуле колонн данных смоделированного распространения температуры из модуля прогнозирования добычи; и
прогнозирование посредством модуля колонн нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области в колоннах скважинной системы с несколькими колоннами, на основании данных смоделированного распространения температуры.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что дополнительно включает:
моделирование посредством модуля напряжений в подъемной колонне вызванных напряжениями нагрузок на подъемную колонну, находящуюся в скважинной системе с несколькими колоннами, на основании по меньшей мере информации об источнике тепла; и
прием в модуле колонн данных смоделированных вызванных напряжениями нагрузок на подъемную колонну из модуля напряжений в подъемной колонне;
причем прогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области в колоннах скважинной системы с несколькими колоннами, также основано на данных смоделированных вызванных напряжениями нагрузок на подъемную колонну.
14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о количестве тепловой энергии, выделяемой из источника тепла.
15. Способ по п. 12, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о физической конфигурации источника тепла.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что моделирование распространения температуры в скважинной системе включает вычисление тепловой энергии, выделяемой из источника тепла, на основании информации о физической конфигурации источника тепла.
17. Способ по п. 12, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации об электрическом погружном насосе, находящемся в скважинной системе.
18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает по меньшей мере одну из следующих характеристик: внешний диаметр электрического погружного насоса, длина электрического погружного насоса, масса электрического погружного насоса, длина электрического кабеля, относящегося к электрическому погружному насосу.
19. Способ по п. 17, отличающийся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает информацию о тепловой энергии, выделяемой из электрического погружного насоса во время работы.
20. Система моделирования внутрискважинных режимов, реализованная с использованием компьютера, содержащая
процессор;
долговременный носитель информации, доступный для процессора; и
сохраненные на носителе информации программные команды, которые при выполнении процессором обеспечивают:
прием информации о конфигурации, относящейся к сконфигурированной для добычи скважинной системе, которая содержит флюиды, находящиеся в ее кольцеобразной области;
прием информации об источнике тепла, относящейся к источнику тепла, находящемуся в скважинной системе;
моделирование распространения температуры в скважинной системе в ходе реализации плана добычи на основании по меньшей мере информации о конфигурации и информации об источнике тепла; и
прогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области, на основании смоделированного распространения температуры в скважинной системе.
21. Система по п. 20, отличающаяся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о количестве тепловой энергии, выделяемой из источника тепла.
22. Система по п. 20, отличающаяся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации о физической конфигурации источника тепла.
23. Система по п. 22, отличающаяся тем, что моделирование распространения температуры в скважинной системе включает вычисление тепловой энергии, выделяемой из источника тепла, на основании информации о физической конфигурации источника тепла.
24. Система по п. 20, отличающаяся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации об электрическом погружном насосе, находящемся в скважинной системе.
25. Система по п. 24, отличающаяся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает по меньшей мере одну из следующих характеристик: внешний диаметр электрического погружного насоса, длина электрического погружного насоса, масса электрического погружного насоса, длина электрического кабеля, относящегося к электрическому погружному насосу.
26. Система по п. 24, отличающаяся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает информацию о тепловой энергии, выделяемой из электрического погружного насоса во время работы.
27. Система по п. 20, отличающаяся тем, что дополнительно обеспечено моделирование вызванных напряжениями нагрузок на подъемную колонну, находящуюся в скважинной системе, на основании по меньшей мере информации об источнике тепла; при этом прогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области, частично основано на смоделированных вызванных напряжениями нагрузках на подъемную колонну.
28. Способ бурения скважин в резервуаре, включающий:
прием информации о конфигурации, относящейся к сконфигурированной для добычи планируемой скважинной системе, которая содержит флюиды, находящиеся в ее кольцеобразной области;
прием информации об источнике тепла, относящейся к источнику тепла, заданному в планируемой скважинной системе;
моделирование распространения температуры в планируемой скважинной системе в ходе реализации плана добычи на основании по меньшей мере информации о конфигурации и информации об источнике тепла;
прогнозирование нарастания давления во флюидах, находящихся в кольцеобразной области, на основании смоделированного распространения температуры в планируемой скважинной системе;
выбор конструктивных элементов для по меньшей мере одной физической скважины, соответствующей планируемой скважинной системе в резервуаре, выполняемый на основании спрогнозированного нарастания давления;
подготовку оборудования для формирования части по меньшей мере одной физической скважины; и
бурение и формирование по меньшей мере одной физической скважины в соответствии с выбранными конструктивными элементами.
29. Способ по п. 28, отличающийся тем, что прием информации об источнике тепла включает прием информации об электрическом погружном насосе, находящемся в планируемой скважинной системе.
30. Способ по п. 29, отличающийся тем, что информация об электрическом погружном насосе включает по меньшей мере одну из следующих характеристик: информация о физической конфигурации электрического погружного насоса и информация о тепловой энергии, выделяемой из электрического погружного насоса во время работы.
RU2015103114A 2012-08-06 2013-08-06 Система и способ моделирования скважинных режимов в скважинной системе RU2015103114A (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/567,711 US9074459B2 (en) 2012-08-06 2012-08-06 System and method for simulation of downhole conditions in a well system
US13/567,711 2012-08-06
PCT/US2013/053815 WO2014025798A2 (en) 2012-08-06 2013-08-06 System and method for simulation of downhole conditions in a well system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2015103114A true RU2015103114A (ru) 2016-09-27

Family

ID=50024377

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015103114A RU2015103114A (ru) 2012-08-06 2013-08-06 Система и способ моделирования скважинных режимов в скважинной системе

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9074459B2 (ru)
EP (1) EP2867823B1 (ru)
AR (1) AR092063A1 (ru)
AU (1) AU2013299791B2 (ru)
CA (1) CA2880460C (ru)
NO (1) NO2976501T3 (ru)
RU (1) RU2015103114A (ru)
WO (1) WO2014025798A2 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9151126B2 (en) * 2012-07-11 2015-10-06 Landmark Graphics Corporation System, method and computer program product to simulate drilling event scenarios
DE112013007643T5 (de) * 2013-11-27 2016-09-08 Landmark Graphics Corporation Wärmefluss-, Belastungs- und Bohrbeanspruchungsanalyse für Bohrlöcher mit Strahlpumpe
US10753192B2 (en) * 2014-04-03 2020-08-25 Sensia Llc State estimation and run life prediction for pumping system
WO2016118181A1 (en) * 2015-01-23 2016-07-28 Landmark Graphics Corporation Simulating the effects of rupture disk failure on annular fluid expansion in sealed and open annuli
CA2972411C (en) * 2015-01-28 2022-04-19 Landmark Graphics Corporation Simulating the effects of syntactic foam on annular pressure buildup during annular fluid expansion in a wellbore
WO2016134018A2 (en) * 2015-02-18 2016-08-25 Schlumberger Technology Corporation Integrated well completions
US10664633B2 (en) 2016-10-05 2020-05-26 Landmark Graphics Corporation Wellbore thermal, pressure, and stress analysis above end of operating string
US11416650B2 (en) * 2017-06-16 2022-08-16 Landmark Graphics Corporation Optimized visualization of loads and resistances for wellbore tubular design
GB2592799B (en) * 2019-03-05 2022-11-23 Landmark Graphics Corp Systems and methods for integrated and comprehensive hydraulic, thermal and mechanical tubular design analysis for complex well trajectories
WO2021034360A1 (en) * 2019-08-22 2021-02-25 Landmark Graphics Corporation Integrated thermal and stress analysis for a multiple tubing completion well
WO2021040778A1 (en) * 2019-08-23 2021-03-04 Landmark Graphics Corporation Method for predicting annular fluid expansion in a borehole
GB2600058B (en) * 2019-08-23 2023-04-26 Landmark Graphics Corp System and method for dual tubing well design and analysis
US20230252200A1 (en) * 2022-02-04 2023-08-10 Landmark Graphics Corporation Advanced tubular design methodology with high temperature geothermal and oil/gas cyclic thermal loading effect
US20240368961A1 (en) * 2023-05-01 2024-11-07 Saudi Arabian Oil Company Protecting the casing-casing annulus in hydrocarbon producing wellbores

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8682589B2 (en) * 1998-12-21 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites
AU2006239988B2 (en) * 2005-04-22 2010-07-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Reduction of heat loads applied to frozen barriers and freeze wells in subsurface formations
US20070234789A1 (en) * 2006-04-05 2007-10-11 Gerard Glasbergen Fluid distribution determination and optimization with real time temperature measurement
US7740064B2 (en) * 2006-05-24 2010-06-22 Baker Hughes Incorporated System, method, and apparatus for downhole submersible pump having fiber optic communications
US8150637B2 (en) * 2009-02-04 2012-04-03 WellTracer Technology, LLC Gas lift well surveillance
US9482077B2 (en) * 2009-09-22 2016-11-01 Baker Hughes Incorporated Method for controlling fluid production from a wellbore by using a script
US8950472B2 (en) * 2010-09-28 2015-02-10 Baker Hughes Incorporated System for monitoring linearity of down-hole pumping systems during deployment and related methods
CN103635906A (zh) * 2011-04-19 2014-03-12 界标制图有限公司 确定井完整性
US8688426B2 (en) * 2011-08-02 2014-04-01 Saudi Arabian Oil Company Methods for performing a fully automated workflow for well performance model creation and calibration
CA2845614A1 (en) * 2011-08-17 2013-02-21 Chevron U.S.A. Inc. System, apparatus and method for producing a well
US9057256B2 (en) * 2012-01-10 2015-06-16 Schlumberger Technology Corporation Submersible pump control

Also Published As

Publication number Publication date
EP2867823B1 (en) 2017-12-13
EP2867823A2 (en) 2015-05-06
CA2880460A1 (en) 2014-02-13
AR092063A1 (es) 2015-03-18
US20140034390A1 (en) 2014-02-06
AU2013299791A1 (en) 2015-02-26
AU2013299791B2 (en) 2016-06-09
WO2014025798A2 (en) 2014-02-13
US9074459B2 (en) 2015-07-07
WO2014025798A3 (en) 2015-04-02
EP2867823A4 (en) 2016-06-08
NO2976501T3 (ru) 2018-09-22
CA2880460C (en) 2017-08-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2015103114A (ru) Система и способ моделирования скважинных режимов в скважинной системе
Li et al. Gas production from methane hydrate in a pilot-scale hydrate simulator using the huff and puff method by experimental and numerical studies
Gong et al. Variation rules of fracture initiation pressure and fracture starting point of hydraulic fracture in radial well
RU2015123444A (ru) Управление целостностью скважин с применением комбинированного инженерного расчета
YANG et al. A transient heat transfer model of wellbore and formation during the whole drilling process
US20230098906A1 (en) Natural enhanced geothermal system using a hot sedimentary aquifer
MX362978B (es) Fluidos para el mantenimiento de pozos y metodos para elaborarlos y utilizarlos.
CN102587982A (zh) 地下盐穴储气库群的建造方法
CN104265215B (zh) 一种利用井场储备泥浆降低压井套压的方法
Zhang et al. What could we see at the production well before the thermal breakthrough
WO2016076746A1 (en) Real-time and post-job design optimization workflows
WO2014148924A1 (en) Improved effective well-bore diameter for heat extraction
RU2016103097A (ru) Способ проверки геометрии трещины для микросейсмических событий
Wu et al. Multi-field Coupling Mechanism and Optimization of Heat Transfer in Deep Carbonate Geothermal Reservoirs Based on Acid Fracturing Modification
GAN et al. A new method for well pattern optimization and integral fracturing design in low permeability reservoirs
Devshali et al. Revisiting old sands with a different perspective–A pragmatic approach for maximizing recovery from gas reservoirs
Shi et al. Evaluating reservoir risks and their influencing factors during CO2 injection into multilayered reservoirs
CN115406126A (zh) 一种开发干热岩地热资源的方法、管柱结构及系统
Yang et al. Numerical Investigation of Seepage and Heat Transfer in Rocks with Various Fracture Patterns for Geothermal Energy Extraction
Zhang et al. Skin factor calculation model coupled with dual fractal wormhole
LIU et al. Research status and prospect of coalbed methane intelligent extraction in China
Qiangfa et al. Pilot experiment of coiled tubing spraying flow radial drilling technology and suggestions on its wide application
Bao et al. Well location intelligent optimization method and its application for infill wells in high water cut complex fault-block oilfields
YUAN et al. Effective method for development of igneous fractured heavy oil reservoir
Pradhan et al. Evaluating Underperforming Wells on Permian Basin University Lands

Legal Events

Date Code Title Description
FA94 Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees)

Effective date: 20170814