Способ контроля параметров, используемый в системе добычи нефти и/или газа

СПОСОБ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЙ В СИСТЕМЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА Изобретение относится к способу для использования в системе добычи нефти и/или газа,содержащей нефтяные и/или газовые скважины и средства для осуществления испытаний с определением параметров дебита нефти и/или газа. Способ обеспечивает возможность сравнения множества альтернативных вариантов, связанных с дебитом нефти и/или газа в системе добычи нефти и/или газа, и включает следующие операции: а) получение множества выборок параметров из параметрического распределения; b) генерирование для каждой выборки параметров меры эффективности с использованием данной выборки параметров и характеристического показателя для каждого из указанных вариантов и с) генерирование с использованием указанных мер эффективности обобщенной меры эффективности для каждого из альтернативных вариантов. Параметрическое распределение предпочтительно получают моделированием по методу МонтеКарло с использованием данных, полученных ранее и/или измеренных в он-лайновом режиме,и/или оценочных данных, полученных от системы добычи нефти и/или газа. Эти данные предпочтительно включают дебит нефти, объем добытой нефти, норму прибыли, прибыль, затраты или любую комбинацию указанных величин. 016148 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к способу, который охарактеризован в ограничительной части п.1 прилагаемой формулы, т.е. к способу, способствующему принятию решений в системе нефте- или газодобычи. Более конкретно, изобретение относится к оптимизации производительности подобной системы. Предшествующий уровень техники Для поддержки многих решений, в том числе касающихся оптимизации производительности (дебита) нефтяной/газовой скважины, может быть проведено ее испытание. При этом в процессе оптимизации дебита такая информация, как отношения газ-нефть и вода-нефть, будет использована, например, для принятия решений, какие скважины являются приоритетными для заглушки или для повторного открытия с целью избежать чрезмерного или недостаточного использования возможностей по добыче. Поскольку свойства резервуара со временем изменяются, происходит возрастание неопределенности оценок, что в какой-то момент потребует повторного испытания скважины. Вместе с возрастанием неопределенности оценок растет риск ошибочного включения скважины (скважин) в число приоритетных, что может привести к снижению уровня добычи по сравнению с требуемым. Дебит - важный показатель системы добычи нефти и/или газа. В данном описании под дебитом понимается добыча нефти и/или газа в единицу времени. Дебит зависит от многих различных факторов; некоторые из них могут быть специфичны для каждой системы добычи, другие носят более общий характер. Одним из важных факторов общего характера является качество использования ограниченных эксплуатационных возможностей системы добычи. Используя методы компьютерного моделирования или математической оптимизации, можно определить хорошие операционные стратегии. Точность методов компьютерного моделирования и математической оптимизации зависит от точности параметров, используемых в применяемой математической модели. Чтобы достичь высокой точности моделирования, производится измерение параметров посредством установленных измерительных устройств; проводятся также эксперименты с целью определить параметры, которые трудно измерить в нормальном режиме эксплуатации. Испытание скважин обычно проводят путем связывания индивидуальной скважины с замерным сепаратором. Затем производится измерение потоков нефти, воды и газа на выходе данного сепаратора. Это позволяет рассчитать важные показатели, включая отношения газ-нефть и вода-нефть. Испытание может занять несколько часов, что накладывает ограничения на частоту, с которой могут проводиться испытания скважин. В связи с этим требуется стратегия определения частоты испытаний для каждой индивидуальной скважины. Одна простая стратегия соответствует испытанию всех скважин с одинаковой частотой. Другой стратегией может быть проведение испытаний одних скважин чаще, чем других. Это может быть увязано с большей неопределенностью для некоторых скважин или с тем, что некоторые скважины являются более важными (например, имеют более высокий потенциал). Независимо от используемой стратегии цель испытания скважины обычно состоит в получении информации, которая позволит увеличить дебит нефти. Для систем добычи нефти и/или газа испытание скважины обычно проводят путем связывания выхода индивидуальной скважины (одной из нескольких скважин 105, 106 или 127 в составе системы см. фиг. 1) с замерным сепаратором 107. Это позволяет измерять параметры данной конкретной скважины. Измеренные значения обычно соответствуют расходам нефти, воды и газа, а также давлению и/или температуре в замерном сепараторе, давлению и температуре на входе и выходе устьевого оборудования и проходному отверстию штуцера. По результатам испытаний определяют такие величины, как отношения газ-нефть и вода-нефть. Данные величины являются критичными для оптимизации подобных систем добычи. В каждой системе добычи обычно используются один или только малое количество подобных замерных сепараторов 107. Поэтому невозможно осуществлять одновременный мониторинг всех скважин в системе. Как следствие, управление системой добычи нефти и/или газа требует решения задачи выбора скважины, подлежащей испытанию. Даже если замерный сепаратор 107 способен обеспечить испытание всех скважин с приемлемой частотой, у него могут быть и иные применения. Для систем добычи, в которых фактором, ограничивающим суммарный дебит нефти, является пропускная способность эксплуатационного сепаратора 108, замерный сепаратор 107 (когда он не применяется для испытаний скважины 105, 106 или 127) часто используют по тому же назначению, что и эксплуатационный сепаратор 108. В этом случае поток нефти/газа из ряда скважин системы может быть направлен в замерный сепаратор 107, чтобы полностью использовать его функциональные возможности. Однако измеренные им в этом случае параметры будут относиться к смеси продукции эксплуатационных скважин, а не к отдельной скважине. Следовательно, такие параметры не могут использоваться как результаты испытаний конкретной скважины. Применяемый в настоящее время способ определения, какая скважина должна проходить испытание, основан на графике, согласно которому все скважины испытывают с одинаковой частотой. Когда, основываясь, например, на измеренных параметрах, в частности таких, как давление или температура, можно подозревать наличие изменений в одной из скважин, график испытаний обычно модифицируют, чтобы исследовать подобные подозрения.-1 016148 В US 6978210 описан способ автоматического составления графика испытаний автоматических измерительных и управляющих устройств. Согласно данному способу осуществляют автоматический сбор данных измерений от автоматических измерительных и управляющих устройств, установленных в системе добычи углеводородов. Собранные данные сравнивают с данными, хранящимися в базе данных. Результаты сравнения используют для автоматического составления графика испытаний автоматических измерительных и управляющих устройств. В работе Cramer, Moncur, and Berendschot, "Well-Test Optimization and Automation", 2006 SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition in Amsterdam, The Netherlands, 11-13 April 2006, предложен способ составления графика испытаний скважин. Однако предложенный способ использует заранее заданный график испытаний, а сама система не определяет скважину, подлежащую испытанию. Недостаток известных способов разработки графика испытаний состоит в том, что при разработке графика они не используют цифровую оптимизацию. Еще одним недостатком известных способов является то, что при разработке графика они не используют распределения неопределенностей. Сущность изобретения Главная задача, решаемая изобретением, заключается в оптимизации испытания скважины с целью достичь наивысшего ожидаемого дебита нефти/газа. Более конкретно, задача, поставленная перед изобретением, состоит в создании улучшенного способа для поддержки принятия решений применительно к системам добычи нефти и/или газа или к частям таких систем с целью максимизации дебита продукции. Согласно изобретению данная задача решена способом, признаки которого приведены в независимом пункте прилагаемой формулы изобретения. Предпочтительные варианты раскрыты в пп.2-12 формулы. Согласно изобретению предпочтительный подход состоит в статистическом анализе возможных результатов испытания скважины (которые далее именуются "альтернативными вариантами"), чтобы количественно оценить полезность получения дополнительной информации о скважине. Более конкретно,способ согласно изобретению обеспечивает получение количественной оценки того, насколько более точная информация изменит или увеличит дебит нефти и/или газа благодаря более эффективным решениям. Затем осуществляют оптимизацию путем выбора альтернативного варианта, который предпочтительно дает самую полезную информацию. Примеры альтернативных вариантов, из которых производится выбор, включают "испытание первой скважины", "испытание второй скважины" или "установка расходомера в системе добычи нефти и/или газа". Таким образом, способ согласно изобретению ориентирован на принятие решения, испытание какой скважины следует производить на основе результатов прошлых испытаний и/или данных измерений и/или оценок, полученных в он-лайновом режиме. Способ предпочтительно осуществляется с использованием компьютерной программы, которая реализует метод Монте-Карло для определения того, испытание какой скважины с наибольшей вероятностью приведет к достижению максимального дебита нефти благодаря использованию результатов испытания скважины для оптимизации добычи. Способ согласно изобретению предпочтительно используют, чтобы идентифицировать следующую скважину, подлежащую испытанию, таким образом, чтобы достичь наивысшего ожидаемого дебита нефти. При осуществлении способа предпочтительно принимается, что дебиты скважин взаимно независимы и что ограничение суммарного дебита состоит в ограничении дебита отдельно по воде, жидкой фазе или газу. Предполагается также, что оценки отношений газ-нефть и/или вода-нефть доступны для каждой скважины. Перечень чертежей Прилагаемые чертежи, иллюстрирующие изобретение на примерах его осуществления, служат в сочетании с описанием разъяснением принципов изобретения, делая возможным использование изобретения для специалистов в соответствующей области. На фиг. 1 схематично показана система добычи нефти и/или газа, в которой может использоваться настоящее изобретение. На фиг. 2 представлено схематичное изображение системы добычи нефти и/или газа, реализующей альтернативный вариант изобретения. На фиг. 3 показан поток данных, иллюстрирующий осуществление способа по изобретению. На фиг. 4 показан другой вариант потока данных, иллюстрирующий осуществление способа по изобретению.-2 016148 Сведения, подтверждающие возможность осуществление изобретения На фиг. 1 схематично показана система добычи нефти и/или газа, в которой может использоваться настоящее изобретение. Данная система содержит три скважины 105, 106 и 127, сепаратор 108 продукции скважины (эксплуатационный сепаратор) и замерный сепаратор 107. Разумеется, изобретение может применяться и в системах, содержащих две скважины или более трех скважин. Через 123 обозначено давление на входе клапана 119 скважины 105; через 124 - давление на входе клапана 120 скважины 106, а через 125 - давление на входе клапана 126 скважины 127. Термин "клапан" в контексте изобретения должен пониматься в широком смысле, т.е. охватывать штуцер, запорный вентиль, разделительный или управляющий клапан. Через 101, 102 и 128 обозначены направляющие клапаны для эксплуатационного сепаратора 108 применительно к скважинам 105, 106 и 127 соответственно. Через 103, 104 и 129 обозначены направляющие клапаны для замерного сепаратора 107 применительно к скважинам 105, 106 и 127 соответственно. Через 109, 110 и 111 обозначены устройства для измерения расхода (расходомеры) газа, нефти и воды соответственно в составе эксплуатационного сепаратора 108. Через 115 и 117 обозначены устройства в составе эксплуатационного сепаратора 108 для измерения водосодержания и нефтесодержания соответственно, а через 121 - устройство для измерения давления газа в составе этого сепаратора. Через 112, 113 и 114 обозначены расходомеры в составе замерного сепаратора 107 для газа, нефти и воды соответственно; через 116, 118 обозначены устройства в составе замерного сепаратора 107 для измерения водосодержания и нефтесодержания соответственно, а через 122 - устройство для измерения давления газа в составе этого сепаратора. Отношение вода-нефть для испытуемой скважины рассчитывают по показаниям расходомеров 113 и 114. Отношение газ-нефть для испытуемой скважины рассчитывают по показаниям расходомеров 112 и 113. Кроме того, для последующего использования могут быть сохранены значения давлений 123 и 124 и состояния клапанов 119 и 120 Это последующее использование включает генерирование параметрических распределений, которые будут рассмотрены далее. Альтернативный метод измерения отношений вода-нефть и/или газ-нефть может включать закрытие клапанов 135 и/или 134 регулировки уровня в составе замерного сепаратора 107. В этом случае отношения вода-нефть и/или газ-нефть могут быть рассчитаны с использованием показаний устройств 116 и 118 (действующих, как уровнемеры) по меньшей мере для двух моментов времени. На фиг. 2 представлено схематичное изображение системы добычи нефти и/или газа, реализующей второй вариант изобретения. В соответствии с этим альтернативным вариантом замерный сепаратор 107 заменен многофазным расходомером. По завершении измерения расхода поток флюида направляют в эксплуатационный сепаратор 108. На фиг. 2 многофазный расходомер обозначен, как 130. Через 131, 132 и 133 обозначены направляющие клапаны для многофазного расходомера, связанные со скважинами 105, 106 и 127 соответственно. Все остальные компоненты, представленные на фиг. 2, были описаны выше со ссылками на фиг. 1. Способ по изобретению предназначен для использования в системе добычи нефти и/или газа, содержащей нефтяные и/или газовые скважины и средства для осуществления испытаний с определением параметров дебита нефти и/или газа. Способ обеспечивает возможность сравнения множества альтернативных вариантов, связанных с дебитом нефти и/или газа в системе добычи нефти и/или газа, и включает следующие операции:a) получение множества выборок параметров из параметрического распределения;b) генерирование для каждой выборки параметров меры эффективности с использованием данной выборки параметров и характеристического показателя для каждого из указанных вариантов иc) генерирование, с использованием указанных мер эффективности, обобщенной меры эффективности для каждого из альтернативных вариантов. Параметрическое распределение генерируют с использованием данных, полученных ранее и/или измеренных в он-лайновом режиме, и/или оценочных данных, полученных от системы добычи нефти и/или газа. Эти данные предпочтительно включают, по меньшей мере, расход нефти, расход газа, расход воды,расход жидкой фазы, отношение газ-нефть, отношение вода-нефть, давление, температуру или состав флюида или любую комбинацию названных параметров. Способ предпочтительно включает дополнительную операцию d): генерирование по меньшей мере одного итогового показателя по меньшей мере для одной обобщенной меры эффективности. Этот итоговый показатель включает ссылку по меньшей мере на один альтернативный вариант или на один харак-3 016148 теристический показатель. Желательно осуществлять получение параметрического распределения при выполнении операции а) и генерирование мер эффективности при выполнении операции b) посредством статистического анализа, предпочтительно моделированием по методу Монте-Карло. Обобщенные меры эффективности, определенные для каждого из альтернативных вариантов, используют для выбора оптимального альтернативного варианта. Этот вариант может указывать, какая скважина должна испытываться следующей, или требовать установки многофазного расходомера. Согласно предпочтительному варианту испытание с определением соответствующих параметров нефти и/или газа осуществляют с использованием замерного сепаратора 107. Альтернативно, испытания могут производиться с использованием многофазного расходомера 130. Согласно способу по изобретению по меньшей мере один характеристический показатель альтернативных вариантов содержит информацию, какая конкретная скважина подлежит испытанию, и/или информацию, касающуюся доступности расходомера. Кроме того, по меньшей мере один характеристический показатель альтернативных вариантов содержит информацию, относящуюся к использованию замерного сепаратора или к результатам измерения дебита, давления, температуры, состава флюида, отношения газ-нефть или отношения вода-нефть. Мера эффективности отражает величину, ассоциированную с дебитом нефти, предпочтительно с суммарным дебитом нефти, объемом добытой нефти, предпочтительно полным объемом добытой нефти,нормой прибыли, прибылью или затратами (или с любой их комбинацией). При этом обобщенная мера эффективности формируется с использованием мер эффективности каждого конкретного характеристического показателя. Обобщенная мера эффективности предпочтительно генерируется с использованием среднего или суммарного значения указанных мер эффективности. Изобретение относится также к компьютерному программному продукту, загружаемому во внутреннюю память процессорного блока компьютеризованной системы, такой как сервер системы добычи нефти и/или газа, и содержащему части компьютерной программы для выполнения одной или более операций, описанных выше при запуске на указанной системе указанного продукта. Изобретение относится также к компьютерному программному продукту, записанному в машиночитаемой среде и содержащему части компьютерной программы или компьютерную программу, обеспечивающую осуществление управления процессорным блоком указанной компьютеризованной системы,такой как сервер системы добычи нефти и/или газа, с выполнением одной или более операций способа,описанного выше. Таким образом, способ согласно изобретению может быть реализован с использованием компьютерной программы, оборудования или их комбинации. Компьютерный программный продукт, обеспечивающий осуществление данного способа или его части, содержит компьютерную программу, выполняемую на компьютере общего назначения или на специализированном компьютере, на процессоре или на микропроцессоре. Программа содержит программные кодовые элементы или участки кода, обеспечивающие осуществление компьютером по меньшей мере одной или более операций способа по изобретению. Программа может быть записана, полностью или частично, в одной или более машиночитаемых средах или на запоминающих устройствах, таких как магнитный диск, запоминающее устройство (ЗУ) на компакт-диске или цифровом видеодиске, жесткий диск, магнитооптическое ЗУ, оперативная или энергозависимая память, энергонезависимая память, флэш-память, специализированное ЗУ или сервер данных. Поток данных в соответствии со способом по изобретению иллюстрируется на фиг. 3. Способ предпочтительно использует компоненты следующих типов: результаты 201 измерений, параметрическое распределение 211, выборки 221/222/223/224 параметров, характеристические показатели 231/233, меры 241/242/243/244 эффективности, обобщенные меры 251/253 эффективности и итоговый показатель 261. В дополнение, понятие "альтернативный вариант" 271/273 используется для описания группы выборок параметров; мер 241/242/243/244 эффективности; характеристических показателей 231/233 и обобщенных мер 251/253 эффективности. На фиг. 4 первая колонка графиков соответствует результатам 201 измерений, полученным при испытаниях скважин. Вторая колонка графиков соответствует параметрическим распределениям 211 и/или выборкам 221/222/223/224 параметров, полученным из результатов 201 измерений. Третья колонка графиков соответствует мерам 241/242/243/244 эффективности, полученным из этих выборок 221/222/223/224 параметров. На данной фигуре мерой эффективности служит суммарный дебит нефти для всех скважин системы добычи нефти и/или газа. Четвертая колонка соответствует итоговому показателю 261, который предлагает скважину, подлежащую испытанию. Обобщенные меры 251/253 эффективности показаны на линиях между третьей и четвертой колонками. Как уже упоминалось, параметрическое распределение и меру эффективности предпочтительно находят моделированием по методу Монте-Карло. Такое моделирование является мощным методом построения приближенного распределения любой величины, зависящей от стохастических переменных. Предполагается, что распределения этих переменных известны. Используя эти распределения, формиру-4 016148 ется конечное количество выборок данных стохастических переменных. Для каждой выборки рассчитывается значение зависимой величины. Важные свойства распределений, такие как среднеквадратическое отклонение и средние значения зависимых переменных, найденные моделированием по методу МонтеКарло, будут сходиться к ожидаемым значениям. Пример потока данных при использовании способа по изобретению применительно к испытаниям двух скважин показан на фиг. 4. В предпочтительном варианте этого способа стохастической переменной является отношение газ-нефть и/или вода-нефть для каждой скважины. Зависимой переменой предпочтительно является суммарный дебит нефти для системы добычи нефти и/или газа. Оптимизация дебита обычно основывается на оценках параметров, поскольку их точные значения неизвестны. Более конкретно, оптимизация обычно основывается на оценке отношения газ-нефть и/или вода-нефть. Хотя эта оценка может быть найдена различными методами, вероятно, проще всего ее найти по результатам последнего испытания скважины, что соответствует также наиболее распространенному варианту. Неопределенность при определении отношения газ-нефть и/или отношения воданефть для скважины i может быть описана распределением Di. Способы получения оценки распределения Di для каждой скважины будут рассмотрены далее. Имея это распределение, из него можно сделатьm выборок В случае проведения испытания скважины k указанную оценку обновляют. Предполагается, что испытания скважины дают точные результаты, так что- это оценка отношения газ-нефть и/или отношения вода-нефть скважины i после испытания где скважины k с использованием выборки j. Для каждой такой выборки рассчитывают оптимальный дебит нефти. Кроме того, рассчитывают дебит нефти для каждой скважины kI, возможность проведения испытания которой рассматривается. Поскольку значение ri,j оператору процесса неизвестно, для выбора приоритетной для оптимизации скважины используют неточную оценку Пусть является функцией, возвращающей суммарный дебит нефти, найденный расчетом с использованием выборки j и результатов испытания скважины k, где Ожидаемый суммарный дебит нефти составляет- это потенциал добычи нефти для скважины i. при условии, что испытуемой является скважина k. Следующую испытуемую скважину можно определить, как Описанный способ использует конечное количество выборок из распределения и оценивает каждую выборку с использованием той же функции f. Это означает, что проводят n моделирований по методу Монте-Карло, по одному для каждой скважины-кандидата для испытаний. Моделирование по методу Монте-Карло - простой, но мощный метод. Большинство из сделанных допущений может быть легко ослаблено, что позволит использовать и другие стратегии. Обычно при проведении испытания скважины имеется некоторая погрешность, которая может быть легко учтена модифицированием выражения (1) введением неопределенности для случая i=k. Кроме того, можно легко изменить цель, например, выбрав максимизацию не дебита нефти, а прибыли путем соответствующей модификации функции f. Риск может быть учтен модифицированием выражения (3) таким образом, чтобы вариация являлась негативным фактором. Чтобы найти оценку оптимального дебита нефти в системе добычи нефти и/или газа для заданного набора физических параметров, например для значений отношений газ-нефть и/или вода-нефть и ассоциированных с ними оценок, используемых при управлении такой системой, необходимо провести соответствующие расчеты. Простым и обычно используемым методом является метод на основе "переключения добычи" ("swing producer"), описанный, например, в работе Bieker, Slupphaug, Johansen, "Real TimeProduction Optimization of Offshore Oil and Gas Production Systems: A Technology Survey", paper SPE 99446, the 2006 SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, 2006. Данный способ исходит из предположения, что накладывается не более одного ограничения по добыче и что каждая скважина работает с максимальным дебитом. Цель состоит в максимизации дебита нефти. Управление скважинами производится согласно следующему правилу: скважины с самой низкой оценкой отношения газ-нефть и/или отношения вода-нефть открыты ценой ограничения дебита скважины с наивысшим отношением газ-нефть и/или отношением вода-нефть. В конечном итоге будет иметься одна частично заглушнная скважина, тогда как остальные будут либо полностью заглушены, либо полностью-5 016148 открыты. Далее операции, входящие в способ по изобретению, будут подробно описаны со ссылками на фиг. 1-4. Генерирование характеристического показателя. Характеристические показатели 231 и 233 предпочтительно выбирают заранее. Они определяют различия между альтернативными вариантами 271 и 273, подлежащими оценке. В предпочтительном варианте характеристические показатели 231 и 233 определяют, какая из скважин 105, 106 и 127 выбрана для проведения испытаний. Характеристические показатели 231 и 233 могут также содержать графики испытаний скважин, задающие время проведения по меньшей мере одного испытания скважины. Характеристические показатели 231 и 233 используются также для того, чтобы определить, является ли доступным многофазный расходомер 130. Они могут содержать также конкретные данные, такие как тип, положение и/или точность расходомера 130. Генерирование параметрического распределения. Параметрическое распределение 211 предпочтительно генерируют, используя результаты 201 измерений, которые могут быть получены в он-лайновом режиме и/или являться ранее полученными результатами. В другом варианте параметрическое распределение 211 предоставляется пользователем, компьютерной программой или аналогичным источником. Для оптимизации испытаний скважин желательно, чтобы параметрическое распределение 211 содержало по меньшей мере одно отношение газ-нефть или вода-нефть для каждой из скважин 105, 106,127. Для оптимизации испытаний скважин желательно также, чтобы параметрическое распределение 211 генерировалось с учетом периодов, истекших после испытаний скважин 105,106, 127, и с получением для каждой скважины 105,106, 127 распределения изменения отношения газ-нефть или вода-нефть для множества временных интервалов, предпочтительно одинаковой длительности, рассматриваемых как периоды, истекшие после испытаний указанных скважин. В качестве метода интерполяции при предварительной обработке результатов испытаний скважины предпочтительным является метод сплайн-интерполяции, обеспечиваемый программным пакетомMatlab. Предпочтительно также сместить параметрическое распределение 211 на величину отношения газ-нефть и/или вода-нефть, полученного в последнем испытании скважины. Генерирование выборок параметров. Множество выборок 221/222/223/224 параметров для каждого из альтернативных вариантов 271 и 273 получают из параметрического распределения 211. Ту же самую выборку 221/222/223/224 параметров предпочтительно используют для всех альтернативных вариантов 271 и 273. Количество выборок 221/222/223/224 параметров предпочтительно определяют с учетом сходимости обобщенной меры 251 или 253 эффективности или, альтернативно, как заданное целое число. Генерирование меры эффективности. Для каждой из выборок 221/222/223/224 параметров и с их использованием рассчитывают меру 241/242/243/244 эффективности. Предпочтительно мера эффективности рассчитывается с использованием одного и того же характеристического показателя. Подобная мера эффективности отражает суммарный дебит нефти или газа или норму прибыли. Желательно, чтобы данная мера эффективности рассчитывалась с использованием модели функционирования системы добычи. Для этого в процессе расчета предпочтительно учитывается производственная мощность системы добычи. Генерирование обобщенной меры эффективности. Обобщенную меру эффективности рассчитывают для каждого альтернативного варианта, используя меры эффективности для этого варианта. При этом предпочтительно используют среднее значение мер эффективности для данного альтернативного варианта. Предпочтительным является определение среднего значения с одновременным указанием ухудшения вариабельности в отношении дебита нефти и/или газа. Обобщенная мера эффективности может представлять собой визуальное представление распределения по меньшей мере одной из мер эффективности для одного альтернативного варианта. Примером такого представления является гистограмма, в которой меры эффективности указывают по одной оси, а их частоты - по другой. Обобщенной мерой эффективности может быть по меньшей мере одна из мер эффективности. Специалисту будет понятно, что меры эффективности можно масштабировать или подвергать преобразованию. Генерирование итогового показателя. Итоговый показатель предпочтительно генерируют с использованием обобщенных мер эффективности для различных альтернативных вариантов. Предпочтительный метод генерирования данного показателя состоит в выборе того альтернативного варианта, использование которого приведет к максимиза-6 016148 ции или минимизации обобщенной меры эффективности. Альтернативно, итоговым показателем может являться упорядоченный перечень альтернативных вариантов или мер эффективности. В другом варианте итоговый показатель генерируют, как визуальное представление обобщенных мер эффективности. Предпочтительно данное представление упорядочивают так, чтобы каким-то образом обеспечить сортировку обобщенных мер эффективности. Способ по изобретению был реализован для осуществления выбора подлежащей испытанию скважины на основе результатов испытаний скважин системы морской добычи нефти в Северном море. Моделирование охватывало 21 скважину, причем суммарный дебит жидкой фазы был ограничен уровнем 10000 м 3/сутки. Моделируемый период равнялся 180 дням. Каждая скважина моделировалась, как продуцирующая нефть и воду. Модель скважины включала потенциал по добыче нефти и отношение воданефть. Потенциал по добыче нефти для каждой скважины определялся посредством интерполяции значений этого потенциала, содержащихся в результатах испытаний скважины, т.е. рассматривался как переменная по времени. Чтобы обеспечить реалистичную интерполяцию, нижняя граница потенциала принималась равной нулю. Отношение вода-нефть определялось интерполяцией значений для этих отношений, содержащихся в результатах испытаний скважины, но ограничивалась снизу нулевым значением. Изобретение не ограничивается описанными предпочтительными вариантами. Возможно использование различных альтернатив, модификаций и эквивалентов. Соответственно представленные варианты не должны рассматриваться как ограничивающие объем изобретения, определяемый прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения скважины для испытаний при испытаниях с определением параметров дебита в системе добычи нефти и/или газа, содержащей нефтяные и/или газовые скважины и средства для осуществления указанных испытаний, на основе данных, полученных ранее и/или измеренных в онлайновом режиме, и/или оценочных данных, полученных от системы добычи нефти и/или газа, причем указанные данные включают, по меньшей мере, расход нефти, расход газа, расход воды, расход жидкой фазы, отношение газ-нефть, отношение вода-нефть, давление, температуру или состав флюида или любую комбинацию этих параметров, обеспечивающий возможность сравнения множества альтернативных вариантов, имеющих характеристические показатели, которые, по меньшей мере, указывают на испытания конкретных скважин, и связанных с дебитом нефти и/или газа в указанной системе добычи нефти и/или газа, в котором:a) получают множество выборок параметров из параметрического распределения, содержащего, по меньшей мере, отношение газ-нефть или вода-нефть для каждой из скважин, посредством статистического анализа, при этом параметрическое распределение генерируют с использованием указанных данных;b) генерируют для каждой выборки параметров меру эффективности, характеризующую величину,ассоциированную с дебитом нефти, объемом добытой нефти, нормой прибыли, прибылью, затратами или с любой комбинацией указанных величин, с использованием этой выборки параметров и характеристического показателя каждого альтернативного варианта;c) генерируют обобщенную меру эффективности с использованием среднего или суммарного значения указанных мер эффективности для каждого из альтернативных вариантов. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что получение параметрического распределения при выполнении операции а) и генерирование мер эффективности при выполнении операции b) осуществляют моделированием по методу Монте-Карло. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что обобщенные меры эффективности для каждого из альтернативных вариантов используют для выбора оптимального альтернативного варианта. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает дополнительную операцию d) генерирования по меньшей мере одного итогового показателя по меньшей мере для одной обобщенной меры эффективности. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что итоговый показатель включает ссылку по меньшей мере на один альтернативный вариант или на один характеристический показатель. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что осуществляют управление направляющим клапаном с использованием содержащегося в указанной ссылке по меньшей мере одного альтернативного варианта или характеристического показателя. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные испытания с определением параметров дебита нефти и/или газа осуществляют с использованием замерного сепаратора (107). 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере один характеристический показатель альтернативных вариантов включает информацию о доступности расходомера. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере один характеристический показатель альтернативных вариантов включает информацию об использовании замерного сепаратора или о результатах измерений расхода, давления, температуры, состава флюида или отношения газ-нефть или воданефть.-7 016148 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что посредством испытания скважины получают информацию о содержании воды, нефти и/или газа. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что пользователю представляют указание по меньшей мере на один альтернативный вариант или характеристический показатель. 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные испытания с определением параметров дебита нефти и/или газа осуществляют с использованием многофазного расходомера (130). 13. Процессорный блок в компьютеризованной системе, содержащий внутреннюю память с загружаемым в нее программным продуктом, имеющим участки программного кода для выполнения одной или более операций способа в соответствии с любым из пп.1-12 при запуске указанного продукта в указанной системе. 14. Машиночитаемый носитель информации с записанной на нем программой для управления процессорным блоком в компьютеризованной системе с выполнением одной или более операций способа в соответствии с любым из пп.1-12.