BR112017006134B1

BR112017006134B1 - Produção de hidrocarbonetos com separador de teste

Info

Publication number: BR112017006134B1
Application number: BR112017006134-1A
Authority: BR
Inventors: Cécile Coudroy; Jean Paul Couput; Renaud Caulier; Nicolas Kessler
Original assignee: Total S.A.
Priority date: 2014-09-25
Filing date: 2014-09-25
Publication date: 2021-07-13
Also published as: EA036893B1; EA201790636A1; BR112017006134A2; US20170275981A1; EP3198240B1; WO2016046455A1; US10989039B2; EP3198240A1

Abstract

método para produzir hidrocarbonetos em uma linha de uma instalação de produção de hidrocarboneto que compreende pelo menos dois poços de produção, sendo que cada poço de produção compreende pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de um fluido no poço com base nos respectivos dados, sendo que os poços são conectados a um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados. o método compreende, durante a produção, um processo de reconciliação e validação de dados (dvr) (s20) que envolve os dados relativos aos dispositivos e ao separador de teste, sendo que a reconciliação é condicionada por uma igualdade pelo menos substancial entre a soma das estimativas da taxa de fluxo do fluido a ser fornecida pelo dispositivo de cada poço e a taxa de fluxo cumulativa estimada a ser fornecida pelo separador de teste. o método oferece uma solução aprimorada para estimar a taxa de fluxo de um fluido nos poços de uma instalação de produção de hidrocarboneto, durante a produção.

Description

[001] A presente invenção refere-se ao campo de produção de hidrocarboneto e, mais especificamente, um método de produção em uma linha de produção que compreende pelo menos dois poços de produção.

[002] As instalações de produção de hidrocarboneto compreendem linhas nas quais os fluidos fluem, em particular, linhas de produção que compreendem um poço de produção e nas quais os hidrocarbonetos fluem a partir de um tanque de hidrocarboneto para uma cabeça de poço. Hoje em dia é comum tentar fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido que flui em tais linhas de produção. De fato, de uma maneira conhecida, a estimativa de taxa de fluxo fornecida permite melhor gerenciamento da linha. Um indivíduo obtém, então, uma visão geral melhor ou melhor conhecimento da produção geral da instalação, devido à estimativa potencialmente fornecida para cada linha, tipicamente em uma base de linha por linha.

[003] Uma abordagem consiste em buscar uma estimativa da taxa de fluxo de fluido por meio de um dispositivo e com base nos dados relativos ao dispositivo, com o uso de um modelo termodinâmico fornecido para esse fim, sendo que o dispositivo (integrado na linha) e os respectivos dados não são inicialmente fornecidos para esse propósito. Um indivíduo obtém, então, um contador “virtual”. Nesse contexto, algumas soluções usam diversos modelos desse tipo, com base nos dados relacionados a esses diferentes dispositivos, e cada modelo fornece, teoricamente, uma estimativa diferente da taxa de fluxo para dadas condições de produção equivalentes (por exemplo, frações de gás/óleo/água). Tipicamente, um máximo de dois ou três modelos é escolhido e os dados relacionados às condições de produção (fração de água/óleo/gás) são corrigidos para que as estimativas de taxa de fluxo sejam semelhantes. Essa abordagem não é totalmente satisfatória, em que a estimativa fornecida da taxa de fluxo não está próxima o bastante da taxa de fluxo real.

[004] Uma outra abordagem consiste em usar um contador métrico posicionado na linha para a qual um indivíduo deseja determinar a taxa de fluxo. Os contadores métricos são dispositivos adaptados para rastrear uma medição no fluido que flui na linha, e que fornece diretamente uma estimativa da taxa de fluxo do fluido na linha com base (pelo menos) na medição. Os contadores métricos conhecidos também usam o valor de pelo menos um parâmetro, comumente denominado “parâmetro de calibração”. Para esse fim, um contador métrico pode, em particular, realizar uma ou diversas medições físicas (por exemplo, medições elétricas, nucleares e/ou ópticas, por exemplo, medições de condutividade, permissividade e/ou atenuação de gama). Tal contador métrico pode, por várias razões, fornecer uma estimativa que não é totalmente satisfatória. Por exemplo, é necessário que um valor tão preciso quanto possível seja atribuído aos parâmetros de calibração, cuja falha a estimativa da taxa de fluxo do fluido na linha fornecida pelo contador métrico seria muito fora da realidade e, portanto, inutilizável. Isso é especificamente verdadeiro quando se consideram os contadores de gás de combustão ou contadores fiscais, para os quais é particularmente fundamental obter uma estimativa proximamente correspondente à realidade. Ainda o parâmetro de calibração pode ser, frequentemente, errôneo, por exemplo, devido a um desvio dos sensores.

[005] Ainda uma outra abordagem consiste em usar um separador de teste para “testar” uma linha de produção, isto é, para medir a taxa de fluxo de um fluido em uma linha de produção periodicamente. No entanto, os próprios separadores de teste podem fornecer resultados imprecisos, muito embora os mesmos sejam relativamente precisos. Ademais, por razões operacionais e econômicas (limitações de perda de produção), diversos poços são, em geral, testados ao mesmo tempo (por exemplo, de três a quatro poços). Um indivíduo obtém, então, informações quanto às taxas de fluxo de óleo, água e gás por meio do riser testado, mas não pelo poço testado. Os meios existem para recuperar essas informações com informações sobre taxa de fluxo pelo poço, mas esses meios, atualmente, só tornam possível obter uma estimativa que ainda é relativamente distante da realidade.

[006] O objetivo da presente invenção consiste em fornecer uma solução fácil de implantar para estimar a taxa de fluxo de um fluido em cada poço de uma linha de produção de hidrocarboneto, durante a produção, tão precisamente quanto possível.

[007] Para esse fim, a presente invenção se refere a um método para produzir hidrocarbonetos em uma linha de uma instalação de produção de hidrocarboneto que compreende pelo menos dois poços de produção, sendo que cada poço de produção compreende pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de um fluido no poço com base nos respectivos dados, sendo que os poços são conectados a um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados. Durante a produção, o método compreende determinar os dados respectivos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo pelo dispositivo de cada poço; determinar os dados respectivos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa pelo separador de teste; e um processo de reconciliação e validação de dados que envolve os dados determinados, sendo que a reconciliação é condicionada por uma igualdade pelo menos substancial entre a soma das estimativas da taxa de fluxo do fluido a ser fornecida pelo dispositivo de cada poço e a taxa de fluxo cumulativa estimada a ser fornecida pelo separador de teste.

[008] A invenção também propõe um programa de computador, gravável em uma memória de armazenamento de dados, que compreende instruções para realizar o método.

[009] A invenção também propõe um sistema adaptado para se comunicar com dispositivos compreendidos em pelo menos dois poços de produção de uma linha de produção de hidrocarboneto, sendo que os dispositivos são adaptados para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados, e com um separador de teste conectado aos poços e adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados, sendo que o sistema compreende uma memória que tem o programa gravado.

[010] A invenção também propõe uma instalação de produção de hidrocarbonetos, que compreende uma linha de produção que compreende pelo menos dois poços de produção, sendo que cada poço de produção compreende pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de um fluido no poço com base nos respectivos dados, sendo que os poços são conectados a um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados, e o sistema, sendo que o sistema é adaptado para se comunicar com os dispositivos e o separador de teste da linha de produção.

[011] De acordo com as modalidades preferenciais, a invenção compreende um ou mais dos recursos a seguir: - os dados respectivos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa por meio do separador de teste compreendem pelo menos uma medição realizada por um sensor do separador de teste; - o separador de teste compreende pelo menos um contador métrico, sendo que o sensor que realiza a medição é um sensor do contador métrico; - o separador de teste compreende diversos contadores métricos unifásicos cada um adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de uma respectiva fase do fluido com base em uma medição realizada por um respectivo sensor; - o fluido compreende uma fase aquosa, uma fase gasosa e uma fase oleosa; - pelo menos um poço de produção compreende um contador métrico adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados incluindo uma medição realizada por pelo menos um sensor do contador métrico no fluido; - um poço de produção que compreende um contador métrico compreende adicionalmente pelo menos um outro dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados que são determinados e envolvidos no processo de reconciliação e validação de dados; - o outro dispositivo é um estrangulador, um dispositivo associado a um módulo de fluxo de entrada e/ou um cano; - o processo de reconciliação e validação de dados minimiza uma penalização de função de custo, para cada dado reconciliado, a diferença entre seu valor antes da reconciliação e seu valor reconciliado; - a diferença é ponderada na função de custo por uma incerteza relativa ao dito dado reconciliado; - o método compreende adicionalmente uma detecção de qualquer dado reconciliado para o qual a diferença entre seu valor antes da reconciliação e seu valor reconciliado exceda um limiar dependendo da incerteza em relação ao dado reconciliado; - o método compreende reiterar o método de reconciliação e validação de dados, remover o dado reconciliado com o maior peso no valor da função de custo, contanto que o valor da função de custo esteja acima de um limiar predeterminado; - o método compreende adicionalmente fornecer o valor reconciliado da taxa de fluxo de fluido em cada poço; - o método compreende adicionalmente fornecer uma incerteza em relação ao valor reconciliado da taxa de fluxo de fluido em cada poço dependendo da diferença entre seu valor antes da reconciliação e seu valor reconciliado; - a medição realizada por um sensor de contador métrico no fluido é uma medição elétrica, nuclear e/ou óptica; - o estrangulador é adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido com base em uma abertura da válvula e em uma medição realizada por pelo menos um sensor no fluido que fornece perdas de pressão associadas à abertura da válvula; - o dispositivo associado ao módulo de fluxo de entrada é adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido com base em uma medição de pressão realizada por pelo menos um sensor no fluido e propriedades físico- químicas do fluido; e/ou - o cano é adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido com base nas propriedades geométricas e/ou mecânicas do cano e em uma medição realizada por pelo menos um sensor no fluido que fornece as perdas de pressão associadas às propriedades geométricas e/ou mecânicas do cano.

[012] Outros recursos e vantagens da invenção irão aparecer na leitura da descrição a seguir de uma modalidade preferencial da invenção, fornecida como um exemplo e em referência ao desenho anexo.

[013] A Figura 1 mostra um diagrama do método.

[014] As Figuras 2 e 3 ilustram a operação de um contador métrico exemplificativo.

[015] A Figura 4 mostra um diagrama de um exemplo de uma instalação de produção de hidrocarboneto.

[016] A Figura 5 mostra um poço de produção exemplificativo.

[017] A Figura 1 mostra o método de produção de hidrocarboneto. O método de produção de hidrocarboneto é realizado em uma linha de produção que compreende pelo menos dois poços de produção. Desse modo, um fluido (isto é, o hidrocarboneto produzido) flui em cada poço, potencialmente em uma taxa de fluxo diferente. Cada poço de produção compreende pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados (para cada dispositivo). Os poços também são conectados a um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados (no separador de teste). Durante a produção, o método compreende determinar S10 os dados relativos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo pelo dispositivo de cada poço. O método também compreende determinar S12 os dados relativos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa pelo separador de teste. O método, por fim, compreende um processo de reconciliação e validação de dados (DVR) S20 que envolve os dados determinados. A reconciliação é condicionada por uma igualdade pelo menos substancial entre a soma das estimativas da taxa de fluxo do fluido a ser fornecida pelo dispositivo de cada poço e da taxa de fluxo cumulativa estimada a ser fornecida pelo separador de teste. O método da Figura 1 torna possível estimar a taxa de fluxo do fluido em cada poço facilmente e de modo relativamente preciso (isto é, com um resultado relativamente próximo do valor real da taxa de fluxo).

[018] De fato, o método se ajusta ao contexto em que cada poço incorpora pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer a taxa de fluxo do fluido que flui no poço. Um indivíduo, então, já tem uma estimativa da taxa de fluxo por poço. Ademais, o método também fornece um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa, isto é, para todos os poços conectados ao separador de teste. Isso então permite a redundância de informações, a um custo operacional inferior, dado que diversos poços são conectados ao separador de teste. Tipicamente, um número maior ou igual a três poços, e/ou menor ou igual a dez poços, ou até cinco poços, por exemplo, três ou quatro poços, é conectado ao separador de teste. Essa redundância de informações torna possível aprimorar o primeiro item de informações fornecidas para cada poço, particularmente, quando um separador de teste fornece uma estimativa relativamente precisa. No entanto, o método prossegue, uma vez que o mesmo implanta um processo de DVR que questiona não apenas as estimativas de cada poço, como também a estimativa fornecida pelo separador de teste, ao contrário de uma abordagem tradicional, em que essa última estimativa é totalmente confiável. Ademais, o processo de DVR que envolve os dados relativos ao fornecimento de uma estimativa por cada dispositivo, incluindo o separador de teste (e não apenas as estimativas fornecidas resumindo), esses dados são diretamente desafiados, o que torna possível obter uma melhor estimativa.

[019] Em particular, esses dados podem compreender medições que aprimoram a estimativa sendo questionados.

[020] Por exemplo, os dados relativos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa por meio do separador de teste e determinados em S12 podem compreender pelo menos uma medição realizada por um sensor do separador de teste. De fato, conforme conhecido pelos versados na técnica, um separador de teste é um dispositivo que compreende uma câmara com uma entrada de admissão para um fluido (opcionalmente proveniente de diversos poços) na câmara, meios para separar as diferentes fases (por exemplo, água, óleo e gás) do fluido (por exemplo, um volume de emissão suficiente da câmara e uma geometria para decantar naturalmente o fluido), saídas dispostas com base na geometria da câmara para tornar possível descarregar cada uma das várias fases do fluido a partir da câmara separadamente, e ferramentas para tornar possível determinar a taxa de fluxo de cada fase. Essas ferramentas compreendem, em geral, um sensor que torna possível determinar a taxa de fluxo de saída de cada fase. Esse pode ser o sensor de um fluxômetro, ou de modo mais gera, de um contador métrico. Dessa forma, o separador de teste pode compreender diversos contadores métricos unifásicos cada um adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de uma respectiva fase do fluido com base em uma medição realizada por um respectivo sensor. Os contadores métricos do separador podem consistir, tradicionalmente, em qualquer combinação de contadores de massa, em cujo caso o sensor pode ser um sensor de Coriolis, contadores de diferencial de pressão incluindo, então, uma placa com orifícios, ou contadores ultrassônicos. Desse modo, as medições brutas realizadas pelos sensores de qualquer tipo de contador métrico do separador de teste também são desafiadas no processo de DVR S20, ao contrário de uma abordagem ingênua, em que os valores de taxa de fluxo fornecidos pelo separador de teste seriam os dados incorporados no processo de DVR.

[021] Ademais, pelo menos um poço de produção também pode compreender um contador métrico. Nesse caso, o contador métrico de um poço é adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados determinados em S10. Esses dados incluem uma medição realizada por pelo menos um sensor do contador métrico no fluido. Ademais, qualquer poço pode compreender pelo menos um dispositivo além de um contador métrico também adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados, esses dados (que também podem compreender medições) também têm, então, capacidade de ser determinados e envolvidos no processo de reconciliação e validação de dados. Para esse fim, pode-se adicionar, simplesmente, uma condição ao processo de DVR, isto é, uma condição de uma igualdade pelo menos substancial entre as várias estimativas de taxa de fluxo fornecidas para um mesmo poço. Como no caso do separador de teste, desafiar a medição do sensor métrico determinado em S10 no processo de DVR S20 em vez de, ingenuamente, a estimativa fornecida pelo contador métrico, aprimora o resultado.

[022] Deve ser notado que se um poço tiver diversos dispositivos sendo que cada um é adaptado para fornecer a taxa de fluxo no poço, por exemplo, incluindo um contador métrico, um, então, tem uma segunda camada de redundância (em adição àquela oferecida pelo separador de teste), que aprimora a estimativa da taxa de fluxo fornecida para o poço no final da reconciliação. Além disso, o método pode ser repetido em diferentes momentos, em que os dados determinados em S10 e S12 para cada momento são, então, potencialmente reconciliados dentro de uma reconciliação global única. Isso torna possível usar a redundância temporal para aprimorar a estimativa, em particular, se as restrições de tempo forem inseridas no processo de DVR S20. Por último, a expressão “contador métrico”, entendida pelo indivíduo versado na técnica, se refere aos dispositivos anteriormente mencionados. Qualquer contador métrico usado pelo método, que inclui um contador métrico do separador de teste, pode, portanto, em particular, a fim de fornecer uma estimativa de taxa de fluxo, assumir uma ou diversas medições físicas no fluido (por exemplo, elétrica, nuclear e/ou óptica, por exemplo, permissividade, condutividade e/ou atenuação gama medições), e o contador pode usar valores de parâmetros de calibração predeterminados e/ou hipóteses de fluido predeterminadas.

[023] O DVR feito pelo método pode ser implantado dentro de um método de produção de hidrocarboneto aprimorado mais global, em que a dita produção é feita pela instalação de produção de hidrocarboneto que incorpora a linha. O método pode, por exemplo, compreender fornecer, por exemplo, para um depósito de dados, o valor reconciliado da taxa de fluxo de fluido em cada poço, e também possivelmente o valor reconciliado da taxa de fluxo cumulativa, isto é, um valor que corresponde às estimativas da taxa de fluxo fornecidas pelos vários dispositivos e pelo separador de teste visto que seus respectivos dados são reconciliados, sabendo-se que a soma das estimativas da taxa de fluxo fornecidas para cada poço é pelo menos substancialmente igual à estimativa da taxa de fluxo cumulativa, através de muitas definições da processo de reconciliação. Isso torna possibilita que os especialistas, levando em considerações os valores reconciliados, estudem a produção. O método também pode compreender fornecer uma incerteza relativa a cada valor de taxa de fluxo de fluido reconciliado. A incerteza pode depender da diferença entre o valor da taxa de fluxo antes da reconciliação e o valor reconciliado da taxa de fluxo. O valor antes reconciliação pode ser o valor fornecido, por exemplo por um contador métrico ou um outro dispositivo com base apenas nos dados determinados em S10 ou S12, sem levar em consideração a reconciliação (essa estimativa sem reconciliação, portanto, relativamente errônea, podem ser computadas em paralelo com o valor reconciliado derivado do processo de DVR). Desse modo, o método pode fornecer uma incerteza pelo dispositivo que fornece uma respectiva estimativa, com base na diferença entre o valor antes da reconciliação fornecida pelo dispositivo e o valor reconciliado. Isso torna possível detectar os dispositivos que fornecem as estimativas menos precisas, por exemplo, com comparações tradicionais entre os vários valores fornecidos. Desse modo, o método da figura 1 permite melhor gerenciamento da linha, a instalação, e, portanto, a produção.

[024] Conforme explicado acima, a estimativa da taxa de fluxo em um poço de produção de uma instalação de produção de hidrocarboneto em particular devido à integração do contador métrico no poço permite melhor gerenciamento da linha de produção, com melhor supervisão ou melhor conhecimento da produção global da instalação, por exemplo, em tempo real e/ou em uma base de linha por linha. O método da figura 1, então, torna possível aprimorar as estimativas fornecidas para cada linha em que é implantado, que aprimora o gerenciamento total da produção. Desse modo, o método pode ser implantado durante a produção em diversas linhas agrupando juntas cada uma delas em diversos poços, em que as etapas S10, S12 e S20 são executadas para cada linha de modo independente das outras linhas. As estimativas de taxa de fluxo fornecidas para cada poço de cada linha que segue a reconciliação podem, então, ser centralizadas para gerenciar a produção.

[025] Devido ao separador de teste, o método torna possível determinar taxas de fluxo precisas (óleo, água e gás) pelo poço em todos os casos. Além disso, em um exemplo, o método torna possível validar e potencialmente calibrar contadores de múltiplas fases situados em cada poço. O método também pode tornar possível calibrar os parâmetros de modelos de estimativa de taxa de fluxo que serão descritos posteriormente (por exemplo, equação de estrangulador, ou modelo de queda de pressão na tubagem do poço, ou curvas de bomba). O método também pode tornar possível identificar os sensores defeituosos e/ou fornecer valores de substituição confiáveis se os contadores de múltiplas fases forem errôneos. Relativamente falando, o método não passa pelos limites típicos, por exemplo, uma necessidade potencial para realizar operações no poço, uma influência possível de composições misturadas, visto que os diversos poços são testados ao mesmo tempo, em que uma precisão de método não leva potencialmente em consideração as incertezas em relação às medições de referência ao computar seu coeficiente, um tempo de residência potencial dos fluidos (visto que quando a produção de um único poço varia, o fato de que a variação gerada será apenas eficaz após certa período de tempo que deve ser levado em consideração), uma atenuação potencial da variação gerada devido à produção de outros fluidos e regimes de fluxo, e qualquer transição gerada pelas variações de produção do poço. Em um exemplo, a solução descrita considera todas as medições modeladas, modelos e parâmetros do poço e a referência de teste (por exemplo, um separador de teste no nível de tratamento de superfície) e leva em consideração suas respectivas incertezas a fim de fornecer uma taxa de fluxo de óleo, água e gás pelo poço testado tão bem quanto suas respectivas incertezas. Devido ao uso (potencial) da redundância temporal, o mesmo também torna possível identificar os sensores defeituosos, tornar as medições dos contadores de múltiplas fases confiáveis, e encontrar a configuração apropriada dos modelos para estimar a taxa de fluxos nos poços.

[026] O fluido cuja taxa de fluxo é estimada pode ter uma única fase, e nesse caso, a estimativa da taxa de fluxo do fluido na linha consistem simplesmente no fornecimento de um valor para a taxa de fluxo da fase única do solo do fluido. Isso é tipicamente o caso para estimativas feitas pelo separador de teste, conforme anteriormente explicado, visto que, inicialmente, o fluido de múltiplas fases é separado em suas diferentes fases constituindo, então, cada um, um fluido de fase única. Um contador pode realizar essa estimativa com base em qualquer modelo com o uso de uma medição no fluido por pelo menos um sensor do contador. O modelo pode envolver adicionalmente o valor de pelo menos um parâmetro de calibração que corresponde à medição do sensor sob uma condição de fluxo predeterminada do fluido (por exemplo, uma taxa de fluxo predeterminada ou velocidade de fluxo).

[027] Alternativamente, o fluido cuja taxa de fluxo é estimada pode ser um fluido de múltiplas fases. Isso é tipicamente o caso em um poço de produção, visto que os hidrocarbonetos produzidos compreendem tipicamente uma fase aquosa, uma fase gasosa e uma fase oleosa. Nesse caso, estimar a taxa de fluxo do fluido na linha pode consistir no fornecimento das informações que tornam possível determinar a taxa de fluxo de cada fase. Essas informações podem compreender diretamente uma estimativa da taxa de fluxo de cada fase, e/ou uma estimativa da fração (por exemplo, instantânea) de cada fase no fluido de múltiplas fases além da taxa de fluxo cumulativa (por exemplo, instantânea) da mistura de múltiplas fases na linha. No segunda caso, basta simplesmente multiplicar a fração da respectiva fase e da taxa de fluxo total para obter a taxa de fluxo da respectiva fase. No caso de um fluido de múltiplas fases, um contador métrico adaptado para fornecer tal estimativa é referido como um medidor de fluxo de múltiplas fases (MPFM). Isso pode por exemplo ser um sensor de fluxo de massa ou um analisador. Tal contador envolve tecnologias complexas, e as medições obtidas pelos sensores incluídos em tal contador são, em particular, altamente sensíveis às propriedades dos fluidos. Consequentemente, o contador não usa frequentemente os parâmetros de calibração corretos e/ou alguns dos sensores podem desviar mais rapidamente do que o previsto, fazendo com que o contador forneça um valor relativamente incorreto da taxa de fluxo de fluido. O método da figura 1 torna possível compensar esse problema.

[028] O contador de múltiplas fases pode, em particular, funcionar com o uso do princípio a seguir, descrito em referência às figuras 2 a 4. Um contador de múltiplas fases do separador de teste pode operar em um princípio similar, visto que aquele indivíduo versado na técnica pode avaliar. Em particular, as equações apresentadas abaixo são usadas mutatis mutandis, com a exceção de que o índice que representa a fase (três valores possíveis na equação abaixo: água, gás ou óleo) é eliminado, visto que um contador de única-fase opera apenas em uma fase.

[029] O sensor do contador métrico pode ser um sensor gama tradicional, que envia ondas através do fluido no sensor e que mede a atenuação de massa da onda. O sensor pode ser adaptado para enviar diversos níveis de energia, de modo a permitir a verificação cruzada de informações suficiente para um fluido de múltiplas fases. Um único nível de energia pode ser usado para um contador de única-fase. Abaixo, α denota a atenuação linear em m-1, μ denota a atenuação de massa em m2/kg, e p denota a densidade de volume em kg/m3. Pela definição, α = μ * p. A atenuação de massa μ depende do composto e do nível de energia gama.

[030] Para o fluido de hidrocarboneto no exemplo acima (uma fase aquosa, uma fase oleosa e uma fase gasosa), basta o sensor ter capacidade para tirar pelo menos duas medições (por exemplo, que correspondem a dois diferentes níveis de energia). Essas medições são, então, partes dos dados envolvidos no processo de DVR do método da figura 1. Tradicionalmente, a referência é feita para nível de energia baixo e nível de energia alta (ou médio), que corresponde respectivamente aos índices 1 e 2 nas notações abaixo. Os parâmetros de calibração compreendem então um valor de atenuação para cada fase simples, por nível de energia, que pode ser denotado μgás_1, μgás_2, μ0leo_1, μ0leo_2, μágua_1 e μágua_2, e também podem estar envolvidos no processo de DVR. Desse modo, μph_i é a atenuação de massa μ medida pelo sensor para o nível de energia i, na presença apenas de fase ph.

[031] Deve ser notado que se, para uma determinada instalação de produção de hidrocarboneto, a salinidade dos poços for diferente de um poço para outro, esses parâmetros podem, então, variar. Em contrapartida, dois poços com a mesma salinidade devem ter os mesmos valores de atenuação de água para uma mesma instalação de produção. Além disso, deve ser notado que o sensor pode, de fato, também medir um terceiro nível de energia, por exemplo, mesmo maior do que os outros dois. Em tal nível de energia, e em geral, em níveis de energia particularmente altos, os vários compostos absorvem substancialmente a mesma quantidade de energia (isso pode ser refletido pelo fato de que as atenuações de massa são aproximadamente iguais nesse nível de energia). Um contador pode, no entanto, usar essa energia para validar sua estimativa da taxa de fluxo e/ou das frações de água, óleo e gás fornecidas com base nos outros dois níveis de energia, de preferência, com uma alta incerteza. Também é possível ligar a medição feita para esse terceiro nível de energia à densidade da mistura por uma linha obtida após a calibração.

[032] Devido ao conhecimento dos parâmetros pgás_i, μgás_2, póieo_i, μ0ieo_2, μágua_1 e μágua_2, é possível delinear um “triângulo de calibração” com base nos seis valores a seguir:

[033] As densidades de volume p são variáveis as quais dependem de valores de pressão P e temperatura T da linha em que o contador está operando e da composição do fluido, informações também fornecidas (por exemplo, por uma medição feita por sensores dedicados, por exemplo, por outros dispositivos, por exemplo, uma ou diversas daquelas adaptadas para fornecer uma outra estimativa da taxa de fluxo no poço e anteriormente mencionada, em particular, por exemplo para P e T, ou por um valor predeterminado, em particular, por exemplo para a GOR - “razão entre gás/óleo” do hidrocarboneto, excluindo água - e/ou a salinidade, que são hipóteses de fluido predeterminadas), e, portanto, conhecidas pelo contador métrico, que pode, portanto deduzir as densidades de volume p a partir do mesmo. Desse modo, se as condições operacionais P e T alteram e/ou se a composição do fluido (GOR, salinidade) altera, o triângulo de calibração também é modificado, visto que as densidades de gás, óleo e água variam. Desse modo, as atenuações lineares também variam. Nesse sentido, as densidades de volume são parâmetros de calibração que, em particular, correspondem às hipóteses de fluido predeterminadas (GOR e salinidade). Alguns ou todos esses dados também podem ser parte dos dados envolvidos no processo de DVR.

[034] A Figura 2 mostra esquematicamente um triângulo de calibração 20 que corresponde a tal calibração, com ápices de coordenada (agás_i, agás_2), (aóleo_i, aóleo_2), e (aágua_i, aágua_2), que correspondem, portanto, aos seis valores listados acima.

[035] A Figura 3 mostra um exemplo do contador: o contador 30. Para realizar a calibração, o contador 30 pode receber uma amostra 34 de cada um (apenas uma fase no caso de um contador de única-fase) . A seguir, em S20, o contador 30 utiliza um sensor 32 fornecido para aquela finalidade para medir as atenuações de massa de cada uma das fases, que torna possível determinar S30 os parâmetros de calibração (isto é, as atenuações lineares, e/ou as próprias atenuações de massa, que dependem do ponto de vista selecionado, sabendo-se que um ou o outro desses dados pode ser salvo pelo contador como parâmetro de calibração, sujeito a próxima realização da computação apropriada). Durante o uso, o contador 30 mede uma atenuação de massa do fluido (que é, então, uma mistura de múltiplas fases). O detector do sensor 32 mede e salva “contagens” Nicounts para cada nível de energia (pelo menos os níveis “baixo” 1 e “alto” 2, e potencialmente, também um nível ainda mais alto).

[036] Devido às equações a seguir:

em que xágua, xgás e xóleo designam as frações de cada das fases, as densidades de volume p que são predeterminadas e obtidas pela composição e pelas termodinâmicas, e Ni0, decay e Dthroat que são conhecidos, o contador 30 pode determinar as frações instantâneas de cada uma das fases .

[037] Um programa de computador pode ser fornecido para executar o método. De uma maneira conhecida em computadores, esse programa tem capacidade para ser salvo em uma memória de armazenamento de dados e pode compreender instruções para executar o método, em particular, etapas S10, S12 e S20. Desse modo, qualquer sistema de computador pode compreender uma memória que salvou o programa. Em todos os casos, o programa de computador é fornecido para comandar a execução do método por um sistema fornecido para aquela finalidade. O sistema (que pode ser um dos dispositivos, por exemplo, o separador de teste) é adaptado para se comunicar com todos os dispositivos envolvidos no método. De uma maneira conhecida em computadores, esse programa tem capacidade para ser salvo em uma memória de armazenamento de dados e pode compreender instruções. Desse modo, o programa de computador é salvo por uma memória do sistema. O programa de computador pode compreender qualquer tipo de instruções conhecidas na computação. Essas instruções podem ser linhas de código, escritas em uma linguagem de computador, por exemplo, orientada por objeto, possivelmente na forma de código-fonte, código compilado ou código pré-compilado. Também pode envolver um programa de instalação (isto é, que faz um sistema adaptado executar o método ou comandar a execução do mesmo). O programa pode ser tangivelmente salvo em uma memória de armazenamento adaptada para aquele propósito. Pode envolver uma memória volátil ou não volátil, por exemplo, EPROM, EEPROM, memória rápida ou CD-ROM.

[038] A Figura 4 mostra um exemplo de uma instalação de produção de hidrocarboneto que compreende diversos contadores métricos, em que o método pode ser implantado.

[039] A instalação 60 compreende uma linha de produção de hidrocarboneto, constituída por diversos canos em que o fluido flui. A linha de produção, em particular, compreende diversos poços de produção de fluido 78 que emergem a partir do tanque de hidrocarboneto 66. Três poços de produção 78 são mostrados na figura, mas qualquer número adaptado para cobertura ideal do tanque 66 pode ser configurado para levar em consideração a complexidade geológica do tanque, a qualidade dos fluidos presentes no tanque, a localização geográfica do tanque (em terra, no mar, no fundo do mar), e restrições inerentes. A linha de produção compreende um cano de fluido 74 fornecido com fluido por uma tubulação 40. o cano de produção de fluido 74 é um recipiente principal que recebe o fluido de todos os poços de produção 78 perfurados no tanque 66 através de uma tubulação (no presente documento, a tubulação 40), que atua como um unificador. O cano de produção de fluido 74 está situado em um leito marinho 64, e fornece um riser 72 (isto é, um cano substancialmente vertical) que leva a uma estação principal, por exemplo, no caso vertente, uma produção de flutuação, armazenamento e unidade de descarregamento (FPSO) 68 situados na superfície marítima 62. A instalação 60 também compreende uma linha de injeção que compreende diversos poços de injeção 79, e que operam de acordo com um princípio simétrico àquele da linha de produção.

[040] A instalação 60 também incorpora (isto é, compreende) um contador métrico 50 conforme anteriormente descrito para cada poço de produção 78 e cada poço de injeção 79. O contador métrico 50 é mostrado na figura a montante da cabeça de poços 44, toda vez em um cano da linha, mas pode estar em qualquer outra localização apropriada conforme avaliado pelo indivíduo versado na técnica. Além disso, a instalação 60 pode compreender uma quantidade de contadores métricos 50 menor ou maior do que aquela mostrada na figura, que depende das necessidades operacionais. A instalação 60 também compreende outros dispositivos 52 posicionados em diferentes linhas em qualquer localização apropriada para sua função (não descrita no presente documento), em que cada uma é adaptada para fornecer uma segunda estimativa da taxa de fluxo na linha em que é instalada em adição a sua função. Outras estimativas para cada poço podem ser fornecidas por outros dispositivos. A instalação também compreende um separador de teste 80 conectado aos três poços de produção ilustrados 78, e adaptado para se desviar do fluido de produção proveniente da tubulação 40 a fim de estimar a taxa de fluxo do mesmo, fase por fase, fornecendo, desse modo, uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa dos três poços de produção 78. Na figura, o separador de teste 80 é mostrado no cano a jusante da tubulação 40, mas essa ilustração é certamente apenas esquemática, com o entendimento de que o separador de teste 80 pode ser colocado em qualquer localização que torna possível coletar a produção de diversos poços de produção 78 e que pode ser movido conforme desejado para testar de modo sucessivo os outros grupos de poços de produção 78. Desse modo, a instalação 60 é adaptada para executar o método da figura 1 com os dispositivos 50 e/ou 52 dos poços de produção 78 e o separador de teste 80, pelo próprio separador de teste 80, que, então, tem um programa que compreende instruções para essa finalidade e é adaptado para se comunicar com os dispositivos 50 e 52, ou por um sistema adaptado para se comunicar com os dispositivos 50, 52 e 80. A instalação 60 permite melhor produção de hidrocarboneto, devido a uma estimativa subsequente satisfatória da taxa de fluxos.

[041] O processo de DVR S20 será agora discutido.

[042] O processo de reconciliação e validação de dados (DVR) envolve os dados determinados em S10 e S12. O processo de DVR questiona todos esses dados em questão. De fato, os dados “envolvidos” no processo de DVR são, por definição, as variáveis do processo de DVR. A reconciliação é condicionada por uma igualdade (por exemplo, pelo menos substancial, isto é, com uma diferença abaixo de um erro predeterminado, ou igual a zero) entre as estimativas da taxa de fluxo do fluido a serem fornecidas pelo dispositivo de cada poço e a estimativa da taxa de fluxo cumulativa a ser fornecida pelo separador de teste. Em outras palavras, o DVR é feito na hipótese básica de que a soma das estimativas da taxa de fluxo de fluido a serem fornecidas para cada poço deve ser igual à taxa de fluxo cumulativa estimada.

[043] DVR é um processo conhecido que torna possível o fornecimento de valores de entrada (isto é, os dados envolvidos, por exemplo, respectivas medições dos dispositivos, que incluem a medição pelo sensor do contador métrico, e in fine reconciliado pelo processo) e para modificar esses valores com base em intervalos incertamente predeterminados e restrições predeterminadas, para satisfazer uma ou diversas condições que envolvem direta ou indiretamente os valores em questão. Isso pode ser feito de modo eficaz pela minimização de uma função de custo que penaliza, para cada dado reconciliado, a diferença entre seu valor antes da reconciliação e seu valor reconciliado. Além disso, para um uso mais fino do DVR, a diferença pode ser pesada na função de custo por uma incerteza relativa ao dito dado reconciliado. Quanto maior a incerteza, menor a penalidade associada à diferença entre o valor antes da reconciliação e o valor reconciliado, visto que a diferença é mais “esperada” em teoria. Essa incerteza pode ser determinada de qualquer maneira, por exemplo, com base no conhecimento predeterminado, por exemplo, do geólogo ou do construtor do dispositivo. Desse modo, as particularidades são levadas em consideração em relação a cada um dos dados envolvidos no processo de DVR. Por exemplo, as incertezas relativas aos dados em relação ao separador de teste e determinadas em S12 podem estar abaixo das incertezas em relação aos outros dados (determinados em S10). De fato, o separador de teste que é fornecido para uso periódico, é geralmente mais confiável do que os dispositivos permanentes da instalação. Uma incerteza do construtor também pode ser predeterminada para o separador de teste, sendo que essa incerteza é menor do que a incerteza do construtor predeterminada para contadores de poço de múltipla fase.

[044] Desse modo, o processo de DVR pode consistir, em geral, na resolução do programa de minimização a seguir:

com ki os dados envolvidos no processo (isto é, os dados a serem reconciliados), ei a incerteza do dado i, ki* o valor reconciliado do dado i, ei* a incerteza reconciliada do dado i, yj as variáveis não medidas e, portanto, por exemplo computadas, e o termo

é chamado de “penalidade”, sob a restrição mencionada anteriormente e ligando as variáveis ki e yj.

[045] De fato, o método executa a DVR para “igualizar” certos valores. Especificamente, os dados determinados em S10 e S12 são teoricamente supostos para gerar uma igualdade entre uma soma das estimativas da taxa de fluxo de fluido para cada respectivo poço e uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa para o separador de teste. Desse modo, a soma das penalidades é minimizada respeitando- se pelo menos substancialmente essa restrição de igualdade. Além disso, o método de DVR pode compreender uma ou diversas restrições de desigualdade de tipo G(ki*, yj) >0, que, por exemplo, correspondem às ligações do sistema (por exemplo, o fato de que uma pressão deve ser maior do que 0, que uma razão, tal como corte por água, deve ser abaixo 100%). Isso torna possível a redução do risco de reconciliação irrealista.

[046] Em um exemplo, a solução descrita pode considerar todos as medições modeladas, os modelos e os parâmetros do sistema e leva em consideração suas respectivas incertezas a fim de fornecer uma única estimativa de cada medição ou cada parâmetro computável com a incerteza computada que garante a qualidade do valor final. A redundância das medições é, então, um fator-chave. A reconciliação de diversos modelos e medições constitui uma classificação de contador virtual avançado. A fim de eliminar os erros de interpretação pelos computadores usados na maioria dos contadores, o método utiliza as medições erradas de cada contador e equações claramente definidas que são reconciliadas com os outros dados do sistema. Para aquela finalidade, a metodologia de DVR é usada: a ideia de DVR de para usar a redundância de dados a partir de um sistema como uma fonte de informações para corrigir as medições. Cada medição é corrigida o mínimo possível, de modo que os valores corrigidos satisfaçam todas as restrições do processo. O método proposto funciona primeiramente em estado estável. No entanto, alguns estados transitórios devido às operações podem ser detectados automaticamente (por exemplo, partida de um poço), e as medições e modelos influenciados por esses estados são, então, removidos a partir da reconciliação, ou as incertezas associadas são, então, aumentadas de modo que o otimizador entenda que esses dados não estão em sua faixa de precisão típica. Por último, em um exemplo, a metodologia de DVR usada gera os tempos de retenção dos fluidos de produção quando as linhas são longas: então, a taxa de fluxos no tratamento de superfície no tempo t será reconciliada com taxa de fluxos nos poços no tempo t - 2h, por exemplo. Em outras palavras, em um exemplo, o método pode garantir que os dados determinados em S10 e S12, e, portanto, envolvidos em S20, sejam todos relativos ao fornecimento de diferentes estimativas de taxa de fluxo, em que essas diferentes estimativas pertencem à taxa de fluxo em um mesmo momento.

[047] O método pode compreender uma detecção de qualquer dado reconciliado para qual a diferença entre seu valor antes da reconciliação e seu valor reconciliado exceda um limiar que depende da incerteza relativa ao dado reconciliado. Desse modo, o método detecta os dados determinados em S10 (e potencialmente em S12) que estão muito distantes de seu valor reconciliado, em que o afastamento é considerado com base na incerteza relativa ao dado. O processo de DVR pode, então, ser reiterado em S20, removendo (toda vez) o dado reconciliado com o maior peso no valor da função de custo. Essa reiteração pode ser feita enquanto o valor da função de custo está acima de um limiar predeterminado. Isso torna possível a o aperfeiçoamento da estimativa da taxa de fluxo, excluindo-se os dados determinados em S10 e/ou S12 conforme sendo excessivamente não confiáveis.

[048] Em um exemplo, a reconciliação é feita com todos os dados do modelo e suas incertezas. Se um dado for corrigido em um intervalo duas vezes mais alto do que sua incerteza original, o mesmo é detectado e, portanto, considerado suspeito. Uma outra detecção pode ser iniciada quando a soma das penalidades da reconciliação exceder um valor definido. Se essa detecção for ativada, o dado mais penalizado será silenciado e uma nova reconciliação será feita sem a incorporação do mesmo. Quando essa outra detecção não for ativada, a reconciliação é concluída, mas exibe uma alta penalidade. Nesse caso, para determinar que a medição está errada, uma análise detalhada pode ser feita dando prioridade ao olhar para os dados que mostram as penalidades maiores. Em um exemplo, o método, portanto, torna possível monitorar e rastrear todos os sensores remotamente (isto é, mesmo em uma outra localização), identificar de forma remota os sensores defeituosos, e rastrear a qualidade das medições com o uso de incertezas computadas. Em um exemplo, o método também pode computar valores de substituição nas localizações em que os sensores são defeituosos e nas localizações em que nenhum sensor foi colocado. Em um exemplo, o método pode usar as medições brutas dos contadores para evitar erros de interpretação pelos computadores. Em um exemplo, o método pode fornecer valores e incertezas validadas para todos os dados do sistema. Em um exemplo, o método permite realocação mais confiável da produção por linhas e por poços.

[049] Os dados envolvidos no processo de DVR e determinados em S10 e S12 serão agora discutidos.

[050] Para cada dispositivo considerado de um poço de produção, esses dados são os dados de linha de base que permitem que o dispositivo forneça uma estimativa da taxa de fluxo na linha. Um mesmo dado pode constituir um dado de linha de base para diversos dispositivos. O “dado de linha de base” será entendido pelo indivíduo versado na técnica como uma variável fundamental que torna possível computar uma taxa de fluxo com base em modelos físicos, por exemplo, modelos termodinâmicos e/ou mecânicos. Isso compreende medições dos sensores, hipóteses predeterminadas, por exemplo, hipóteses de fluido, e/ou valores de parâmetros de calibração (por exemplo, propriedades físicas, mecânicas ou químicas dos dispositivos). Os dados determinados em S10 compreendem medições tomadas em diferentes localizações do local, por exemplo, medições de pressão, temperatura ou taxa de fluxo. Os dados determinados em S12 compreendem medições tomadas no separador de teste, em particular, as medições dos sensores dos contadores métricos do separador de teste.

[051] A Figura 5 mostra um poço exemplificativo 100 no qual o método pode ser executado. O poço 100 compreende diversos dispositivos em que cada um é adaptado para fornecer uma diferente estimativa da taxa de fluxo no poço, que compreende o contador métrico 102, os estranguladores 104 (alguns dos quais são conectados a um injetor de metanol 105 e/ou apenas fornecem a taxa de fluxo de modo indireto), o dispositivo 106 associado a um módulo de fluxo de entrada (com perfurações 107 no tanque 109), e o cano 108, apenas um segmento do qual é mostrado na figura. Esse exemplo ilustra um poço de produção com todos os dispositivos padrão. Diversos poços de produção desse tipo podem ser conectados a um separador de teste para executar o método da figura 1. O método foi testado em uma instalação que compreende tais poços de produção, e provou ser eficaz no aprimoramento da estimativa fornecida da taxa de fluxo (por exemplo, apenas pelo contador métrico).

[052] A operação desses diferentes dispositivos, embora conhecida pelo indivíduo versado na técnica, será agora descrita. Os vários dados estabelecidos abaixo e que tornam possível obter uma estimativa da taxa de fluxo para cada dispositivo podem ser envolvidos, em um todo ou pelo menos em parte, no processo de DVR. De fato, abaixo, descreveu-se os respectivos dados, para cada dispositivo, para serem determinados em S10 (aquele que pode ser envolvido no processo de DVR, os outros que são considerados constantes ou precisos, e, portanto, que geralmente não estão envolvidos). Também descreveu-se a sequência de computações que tornam possível alcançar a estimativa de taxa de fluxo. Para o separador de teste, os dados determinados em S12 podem corresponder aos detalhes fornecidos abaixo para um contador métrico de múltiplas fases, com a exceção da adaptação de que o separador de teste de fato compreende diversos contadores de fase única. O conjunto de todas computações constituem a restrição de DVR. A condição de qualidade entre a soma das estimativas pelo poço e a estimativa da taxa de fluxo cumulativa para todos os poços é impulsionada pelo uso de uma equação que liga as variáveis na otimização subjacente do DVR descrito acima. A restrição de igualdade entre as diferentes estimativas da taxa de fluxo do fluido em um mesmo poço é suportada pelo uso da mesma variável para denotar essa taxa de fluxo (Qtot acima). Deve ser notado que os respectivos dados para alguns dispositivos também pertencem ao contador métrico, de modo que sejam apenas determinados uma vez e são representados pela mesma variável na otimização subjacente ao DVR. O exemplo em que o DVR é feito com base em todos esses modelos permite uma estimativa da taxa de fluxo mais exata possível após a reconciliação.

[053] Conforme anteriormente indicado, a medição feita pelo sensor de um contador métrico no fluido é uma medição elétrica, nuclear e/ou óptica. Desse modo, um contador métrico pode, por exemplo, ser adaptado para estimar a taxa de fluxo da permissividade, condutividade, atenuação gama (para diversos níveis de energia, conforme anteriormente explicado), dP (queda de pressão), pressão e medições de temperatura. Essas medições podem, então, ser todas envolvidas no processo de DVR. Além disso, os dados relativos ao contador métrico também podem compreender hipóteses de fluido predeterminadas conforme anteriormente explicado, tal como a GOR (composição de fluido de tanque no tanque), salinidade, parâmetros de calibração (atenuações gama, no caso de um contador de múltiplas fases: óleo/água/gás em diferentes níveis de energia e referências de permissividade de óleo e gás). Essas hipóteses também podem, então, ser envolvidas no processo de DVR. Um contador métrico também se baseia em constantes para estimar a taxa de fluxo, e essas constantes não estão necessariamente envolvidas no processo de DVR. Essas são equações de permissividade óleo e gás (função de referência de óleo e gás, Pressão, Temperatura), a composição de fase gasosa, a composição de fase oleosa, a geometria Venturi, e a equação de condutividade de água (função de salinidade, Temperatura, Pressão). Desse modo, o modelo de um contador métrico de múltiplas fases pode computar frações de óleo/gás/água de acordo com uma função f(permissividade ou condutividade, atenuação gama, Pressão, Temperatura, GOR, Salinidade, composição de óleo, composição de gás, permissividade de óleo, permissividade de gás, equação de permissividade de gás e óleo ou equação de condutividade de água, atenuação gama de óleo/água/gás) conforme anteriormente indicado. O modelo do contador métrico de múltiplas fases também pode computar as densidades de óleo / gás / água de acordo com as funções f(composição de óleo, composição de gás, GOR, salinidade, Pressão, Temperatura). O modelo do contador métrico de múltiplas fases pode em seguida computar uma densidade de mistura de acordo com uma função f(densidades de óleo/água/gás, frações de óleo/água/gás), então, uma taxa de fluxo total Qtot de acordo com uma função f(dP, densidade de mistura, geometria Venturi), então, taxa de fluxos pela fase de Qóleo / Qágua / Qgás de acordo com uma função f (Qtot, fração de óleo / água / gás). As explicações anteriores se referem a um contador de múltiplas fases em um poço, mas o princípio é similar para cada contador de fase única do separador de teste. Desse modo, separador de teste torna possível determinar as diferentes estimativas de taxa de fluxo cumulativas pela fase Qóleo’ / Qágua’ / Qgás’ de modo independente entre si de acordo com esse princípio. O processo de DVR S20 implanta a restrição de igualdade através de uma equação do tipo Qóleo’ = Soma do Qóleo fornecida para cada poço, Qágua’ = Soma do Qágua fornecida para cada poço, e Qgás’ = Soma do Qgás fornecida para cada poço.

[054] Conforme descrito abaixo, também é possível ajustar a redundância com outros dispositivos adaptados para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo pelo poço. As estimativas fornecidas abaixo não fornecem um resultado pela fase, mas apenas um Qtot global para todas as três fases toda vez. A restrição de igualdade entre a taxa de fluxos estimada para um mesmo poço é suportada pelo uso da mesma variável Qtot no processo de DVR.

[055] Um estrangulador é, por exemplo, adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido em um poço com base em uma abertura de válvula e uma medição feita por pelo menos um sensor no fluido que fornece as perdas de pressão associadas à abertura de válvula (em que tipicamente dois sensores de pressão fornecem, cada um, uma medição de pressão que será comparada). Desse modo, os dados medidos são a pressão a montante do estrangulador, a pressão a jusante do estrangulador, e a porcentagem de abertura de válvula submarina (% de abertura de estrangulador submarina). As hipóteses são o Cv máx. e a porcentagem de abertura de válvula do lado superior (% de abertura de estrangulador de lado superior). Todos esses dados podem ser envolvidos no processo de DVR. O modelo também pode ter como base uma constante não envolvida em DVR: a curva de estrangulador. Desse modo, o estrangulador torna possível fornecer a taxa de fluxo Qtot de acordo com uma função f(Pressão a montante, Pressão a jusante, % de abertura de estrangulador, densidade de mistura, Cv máx., curva de estrangulador).

[056] O dispositivo associado ao módulo de fluxo de entrada é a parte do poço de produção no tanque que compreende as perfurações/aberturas/admissões para receber o hidrocarboneto. O módulo de fluxo de entrada é o dispositivo de entrada virtual para o hidrocarboneto no poço. Um modelo de estimativa de taxa de fluxo é fornecido para esse dispositivo virtual embora os sensores pertençam à parte mencionada do poço de produção. Desse modo, essa parte do poço pode conceitualmente estar “associada” ao módulo de fluxo de entrada e é, então, adaptada para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de fluido no poço de acordo com o modelo. A estimativa é feita com base em uma medição de pressão feita por pelo menos um sensor no fluido e propriedades físico-químicas do fluido, em que todos esses dados têm capacidade para serem envolvidos no processo de DVR. O módulo de fluxo de entrada torna possível estimar a taxa de fluxo com base em medições, que são a pressão de fundo de poço (potencialmente a pressão na admissão do cano se o cano for ligado ao poço) e a pressão de tanque inicial. O modelo também envolve uma hipótese que substitui a pressão de tanque inicial durante a produção, isto é, a pressão de tanque interpolado (fornecida pelo geólogo). Esses dados são envolvidos pelo DVR. As constantes que não são envolvidas também são executadas: as propriedades de ligação de orifício de camada. Desse modo, é possível estimar a taxa de fluxo do fluido Qtot de acordo com uma função f(Pressão de fundo de poço, Pressão de tanque (inicial ou interpolada), propriedades de ligação de orifício de camada).

[057] O cano é adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nas propriedades geométricas e/ou mecânicas do cano e em uma medição realizada por pelo menos um sensor no fluido que fornece as perdas de pressão associadas às propriedades geométricas e/ou mecânicas do cano. Desse modo, a Pressão de entrada e Pressão de saída são medidas, e/ou Temperatura de entrada e Temperatura de saída, e propriedade mecânica e hipóteses de propriedade térmica do cano são formadas. Todos esses dados podem estar envolvidos no DVR. Uma constante não envolvida, isto é, a geometria do cano, então, serve como uma base para realizar de modo recorrente uma série de computações que tornam possível convergir para uma estimativa de taxa de fluxo. Essas computações são aquelas da velocidade de acordo com uma função f(Qtot, geometria de cano), condições de fluxo de acordo com uma função f(composição de óleo, composição de gás, densidade de mistura, velocidade), a taxa de fluxo total de acordo com uma função f(Pressão de entrada, Pressão de saída, densidade de mistura, geometria de cano, propriedades mecânicas, condições de fluxo) ou de acordo com uma função f(Temperatura de entrada, Temperatura de saída, densidade de mistura, geometria de cano, propriedades térmicas, condições de fluxo). Essa sequência de computações é repetida de modo recorrente, conforme indicado acima.

[058] Certamente, o exemplo da figura 5 em teoria torna possível reconciliar muitos dados, em que uma redundância tem um grau igual ao número de estimativas disponíveis. No entanto, para os poços em que poucos dados são coletados, ou quando alguns dados são omitidos conforme indicado acima, é possível reconciliar apenas uma combinação dos modelos descritos acima. Desde que haja pelo menos uma estimativa por poço, e um separador de teste que liga os poços, o método da figura 1 aprimora a estimativa pelo poço.

Claims

1. Método para produzir hidrocarbonetos em uma linha de uma instalação de produção de hidrocarboneto que compreende pelo menos dois poços de produção, sendo que cada poço de produção compreende pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de um fluido no poço com base nos respectivos dados, sendo que os poços são conectados a um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados, sendo que o método é caracterizadopelo fato de que compreende, durante a produção: • determinar (S10) os dados respectivos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo pelo dispositivo de cada poço; • determinar (S12) os dados respectivos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa pelo separador de teste; e • um processo de reconciliação e validação de dados (DVR) (S20) que envolve os dados determinados, sendo que a reconciliação é condicionada por uma igualdade pelo menos substancial entre a soma das estimativas da taxa de fluxo do fluido a ser fornecida pelo dispositivo de cada poço e a taxa de fluxo cumulativa estimada a ser fornecida pelo separador de teste.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que os dados respectivos ao fornecimento de uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa por meio do separador de teste compreendem pelo menos uma medição realizada por um sensor do separador de teste.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizadopelo fato de que o separador de teste compreende pelo menos um contador métrico, sendo que o sensor que realiza a medição é um sensor do contador métrico.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizadopelo fato de que o separador de teste compreende diversos contadores métricos unifásicos cada um adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de uma respectiva fase do fluido com base em uma medição realizada por um respectivo sensor.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizadopelo fato de que o fluido compreende uma fase aquosa, uma fase gasosa e uma fase oleosa.

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que pelo menos um poço de produção compreende um contador métrico adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados que incluem uma medição realizada por pelo menos um sensor do contador métrico no fluido.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que um poço de produção que compreende um contador métrico compreende adicionalmente pelo menos um outro dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados que são determinados e envolvidos no processo de reconciliação e validação de dados.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o outro dispositivo é um estrangulador, um dispositivo associado a um módulo de fluxo de entrada e/ou um cano.

9. Programa de computador, gravável em uma memória de armazenamento de dados, caracterizado pelo fato de que compreende instruções para realizar o método, conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 8.

10. Sistema adaptado para se comunicar com dispositivos compreendidos em pelo menos dois poços de produção de uma linha de produção de hidrocarboneto, sendo que os dispositivos são adaptados para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo do fluido no poço com base nos respectivos dados, e com um separador de teste conectado aos poços e adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados, sendo que o sistema é caracterizado pelo fato de que compreende uma memória que tem o programa gravado, conforme definido na reivindicação 9.

11. Instalação de produção de hidrocarboneto caracterizada pelo fato de que compreende: • uma linha de produção que compreende pelo menos dois poços de produção, sendo que cada poço de produção compreende pelo menos um dispositivo adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo de um fluido no poço com base nos respectivos dados, sendo que os poços são conectados a um separador de teste adaptado para fornecer uma estimativa da taxa de fluxo cumulativa do fluido para todos os poços com base nos respectivos dados, e • o sistema, conforme definido na reivindicação 10, sendo que o sistema é, então, adaptado para se comunicar com os dispositivos e o separador de teste da linha de produção.