BR112020021776A2 - medição melhorada de fluxo - Google Patents
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Abstract
''MEDIÇÃO MELHORADA DE FLUXO''.
A presente invenção se refere a um método para determinar uma taxa de
fluxo estimada para pelo menos uma fase de um fluido multifásico que
flui a partir de um poço submarino; um poço submarino; e um sistema para
determinar uma taxa de fluxo estimada para pelo menos uma fase de um
fluido multifásico que flui a partir de um poço submarino. O método para
determinar uma taxa de fluxo estimado para pelo menos uma fase de um
fluido multifásico que flui a partir de um poço submarino compreende
determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico de um fluido em uma
preparação para produção de petróleo ou árvore de produção de um poço
submarino; determinar uma taxa de Água em Líquido (WLR) do dito fluido
através de um dispositivo de amostragem de água; determinar uma pressão
de fluido a montante e uma temperatura de fluido a montante do dito
fluido em um local a montante de uma válvula de estrangulamento de
produção na árvore de produção submarina através de pelo menos um
componente sensor de pressão e pelo menos um componente sensor de
temperatura da árvore de produção submarina; determinar uma pressão de
fluído a jusante e uma temperatura de fluido a jusante de um fluido em
um local a jusante da válvula de estrangulamento de produção através de
pelo menos um componente sensor de pressão e pelo menos um componente
sensor de temperatura árvore de produção submarina; determinar uma
pressão de fluído de fundo de poço e uma temperatura de fluido de fundo
de poço do dito fluido através de pelo menos um componente sensor de
pressão e pelo menos um componente sensor de temperatura localizado no
fundo do poço na preparação para produção de petróleo; e fornecer cada
taxa determinada de massa ou de fluxo volumétrico, taxa de água em
líquido, pressão de fluido a montante, temperatura de fluido a montante,
pressão de fluído a jusante, temperatura de fluido a jusante, pressão
de fluído de fundo de poço e temperatura do fluido de fundo de poço como
respectivas entradas para uma unidade estimadora estatística e, através
da unidade estimadora estatística, determinar uma taxa de fluxo
estimado para cada uma de pelo menos uma fase do fluido que flui a
jusante da válvula de estrangulamento.
Description
[0001] A presente invenção se refere à medição de fluxo de fluidos para ou a partir de poços submarinos de petróleo submarino e campos de gás. Em particular, mas não exclusivamente, a presente invenção se refere à estimativa de taxas de fluxo para múltiplas fases (por exemplo óleo, gás, água) em fluido que flui a partir de um poço submarino.
[0002] Convencionalmente petróleo submarino e campos de gás incluem múltiplos poços submarinos que incluem uma árvore de realização e produção que faz uma interface entre um reservatório geológico e uma linha de fluxo submarino. Como resultado tem havido uma demanda para a medição de fluxo de fluido a partir de ou para os poços a fim de facilitar o controle eficaz e na tentativa de otimizar a produção de acordo com um dos objetivos dos operadores. Como o gasto com capital é um dos itens que reduz o fluxo de caixa do operador e o retorno financeiro geral, o custo da instrumentação física para poço submarino e fundo de poço associado à medição de tal fluxo tem sido um inibidor de maior desenvolvimento de campos submarinos.
[0003] A medição virtual de fluxo tem sido usada para os propósitos de aumento de uma precisão de um ativo existente ou para fornecer um sistema de reserva caso acontecer de os instrumentos submarinos sofrerem falha ou se desviarem da especificação original. Tais medidores virtuais de fluxo têm usado um grande número de instrumentação e elementos sensores submarinos o quem tem levado a um custo e peso associados. A tecnologia de Medidor de Fluxo Multifásico ("MPFM" - Multi-Phase Flow Meter) e a tecnologia de Medidor de Fluxo de Gás Húmico ("WFGM" - Wet Gas Flow Meter) também tem sido sugeridas. Os sistemas MPFM e WGFM utilizam instrumentos de sensores múltiplos agregados em um único local e, embora sejam uma ferramenta eficaz de medição, são um ativo extraordinariamente dispendioso para comprar e usar. Tais custos podem ser inviáveis e impedir o progresso em termos de desenvolvimento de novos campos de hidrocarbonetos.
[0004] Um objetivo da presente invenção é mitigar pelo menos parcialmente um ou mais dos problemas mencionados acima.
[0005] É um objetivo de certas modalidades da presente invenção fornecer um método e aparelho para estimar o fluxo de gás, água e/ou petróleo de um ou mais poços submarinos em tempo real pela integração de medições discretas associadas a um poço a partir de elementos de detecção distribuídos ao redor de uma árvore de realização e produção.
[0006] É um objetivo de certas modalidades da presente invenção estimar taxas de fluxo multifásico do fluido que flui a partir de um poço submarino em tempo real.
[0007] É um objetivo de certas modalidades da presente invenção fornecer dados para medir o fluxo para ou de poços submarinos em uma maneira precisa mas sem a instrumentação submarina complexa e cara e as respectivas estruturas de suporte convencionalmente usadas.
[0008] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é fornecido um método para determinar uma taxa de fluxo estimada para pelo menos uma fase de um fluido multifásico que flui de um poço submarino, compreendendo as etapas de: determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico de fluido em preparação para produção de petróleo ou árvore de produção de um poço submarino; determinar uma Razão de Água em Líquido ("WLR" - Water Liquid Ratio) do dito fluido através de um dispositivo de amostragem de água; determinar uma pressão de fluido a montante e uma temperatura de fluido a montante do dito fluido em um local a montante de uma válvula de estrangulamento de produção na árvore de produção submarina através de pelo menos um componente de sensor de pressão e pelo menos um componente de sensor de temperatura da árvore de produção submarina; determinar uma pressão de fluido a jusante e uma temperatura de fluido a jusante do dito fluido em um local a jusante de uma válvula de estrangulamento de produção através de pelo menos um componente de sensor de pressão e pelo menos um componente de sensor de temperatura da árvore de produção submarina; determinar uma pressão de fluído de fundo de poço e uma temperatura de fluido de fundo de poço do dito fluido através de pelo menos um componente de sensor de pressão e pelo menos um componente de sensor de temperatura localizado no fundo do poço na preparação para produção de petróleo; e fornecer cada uma das informações de determinada massa ou taxa de fluxo volumétrico, taxa líquida de água, pressão de fluido a montante, temperatura de fluido a montante, pressão de fluído a jusante, temperatura de fluido a jusante, pressão de fluído de fundo de poço e temperatura do fluido de fundo de poço como respectivas entradas para uma unidade estimadora estatística e, através da unidade estimadora estatística, determinar uma taxa de fluxo estimada para cada uma de pelo menos uma fase de fluido que flui a jusante da válvula de estrangulamento.
[0009] De modo adequado o método compreende adicionalmente as etapas de determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico e compreende determinar uma massa de fundo de poço ou taxa de fluxo volumétrico do fluido em uma preparação para produção de petróleo.
[0010] De modo adequado o método compreende ainda determinar um perfil de temperatura distribuído e oticamente derivado do dito fluido em um local de fundo poço através de um sistema de monitoramento ótico de fundo poço; e fornecer o perfil de temperatura oticamente derivado de pelo menos um local de fundo de poço como uma entrada para a unidade estimadora estatística.
[0011] De modo adequado o método compreende ainda determinar a massa de fundo de poço ou taxa de fluxo volumétrico através de um dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço que compreende um dispositivo de cone em "V" ou dispositivo tipo "Venturi".
[0012] De modo adequado o método compreende ainda determinar a massa de fundo de poço ou a taxa de fluxo volumétrico em um local abaixo de um ponto de orvalho do poço associado para o poço submarino.
[0013] De modo adequado o método compreende ainda determinar a massa de fundo de poço ou a taxa de fluxo volumétrico em um local abaixo de um ponto de bolha do poço associado para o poço submarino.
[0014] De modo adequado o poço submarino tem uma configuração de elevação de gás que determina uma Pressão a Montante de Elevação de Gás ("GLUP" - Gas-Lift Upstream Pressure) e uma Temperatura a Montante de Elevação de Gás ("GLUT" - Gas-Lift Upstream Temperature) de um fluído de elevação de gás a montante de uma válvula de estrangulamento de elevação de gás e que determina uma Pressão a Jusante de Elevação de Gás ("GLDP" - Gas- Lift Downstream Pressure) e uma Temperatura a Jusante de Elevação de Gás ("GLDT" - Gas-Lift Downstream Temperature) do fluído de elevação de gás a jusante da válvula de estrangulamento de elevação de gás e que fornece a pressão de elevação de gás a montante e a temperatura de elevação de gás a montante e a pressão de elevação de gás a jusante e a temperatura de elevação de gás a jusante como entradas respectivas para a unidade estimadora estatística; e/ou que determina uma Taxa de Fluxo de Fluído de Elevação de Gás ("GLFFR" - Gas-Lift Fluid Flow Rate) por meio de um dispositivo tipo "Venturi" a montante da válvula de estrangulamento para elevação de gás e que fornece a baixa taxa de fluído para elevação de gás como uma entrada para a unidade estimadora estatística.
[0015] De modo adequado o método compreende ainda determinar uma pluralidade de valores discretos de pressão e/ou temperatura para o fluido em uma respectiva pluralidade de profundidades verticais através do poço submarino e fornecer valores discretos de pressão e/ou temperatura como respectivas entradas para a unidade estimadora estatística.
[0016] De modo adequado o método compreende ainda determinar a massa de fundo de poço ou taxa de fluxo volumétrico através de um elemento de variação do diâmetro do tubo e um sensor de pressão a montante e a jusante respectivamente a montante ou a jusante do elemento de variação do diâmetro.
[0017] De modo adequado o método compreende ainda determinar cada taxa de fluxo estimada em tempo real.
[0018] De modo adequado o método compreende ainda determinar as taxas de fluxo estimadas através de uma unidade estimadora estatística que compreende; um módulo estimador estatístico que recebe uma pluralidade de entradas reais e que fornece uma taxa de fluxo estimada provisória para cada fase de pelo menos uma fase em um fluido para um fluido que flui a partir de pelo menos um poço submarino; e um módulo baseado em física que compreende um modelo de fluxo, um modelo de transferência de calor e um modelo PVT que fornece entradas estimadas correspondentes às ditas entradas reais que fornecem retorno para o módulo estimador de estatística, o dito método compreendendo ainda: calcular iterativamente as entradas estimadas até uma última iteração quando um evento predeterminado ocorrer e então fornecer taxas de fluxo estimadas provisórias para cada fase calculada para a última iteração como a respectiva taxa de fluxo estimada determinada.
[0019] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção é fornecido um poço submarino, que compreende: pelo menos uma árvore de produção que compreende uma válvula de estrangulamento de produção, pelo menos um dispositivo de amostragem de água, um sensor de pressão a montante e um sensor de pressão a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção e um sensor de temperatura a montante e um sensor de temperatura a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção; e uma preparação para produção de petróleo a partir de um poço, que compreende um revestimento de produção em uma perfuração e pelo menos um duto de preparação para produção de petróleo, que compreende um dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço que determina uma massa de fundo de poço ou a taxa de fluxo de volume de fluido que flui no duto de preparação para produção de petróleo e/ou um elemento de variação de diâmetro de tubo e um sensor de pressão e temperatura a montante e a jusante respectivamente a montante e a jusante do elemento de variação de diâmetro para fornecer uma massa de fundo de poço ou taxa de fluxo de volume de fluído que flui no duto de preparação para produção de petróleo.
[0020] De modo adequado o poço submarino compreende ainda o dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço e compreende um componente de variação de diâmetro convergente ou divergente e um primeiro e adicional componente de sensor de pressão e um primeiro e adicional sensor de temperatura em lados opostos do componente de variação de diâmetro.
[0021] De modo adequado o dispositivo de medidor de fluxo de fundo de poço submarino compreende um dispositivo de cone em "V" ou dispositivo tipo "Venturi".
[0022] De modo adequado o dispositivo de taxa de fluxo de massa de fundo de poço submarino está abaixo do ponto de orvalho no duto de preparação para produção de petróleo.
[0023] De modo adequado o dispositivo de taxa de fluxo de massa de fundo de poço submarino está abaixo do ponto de orvalho no duto de preparação para produção de petróleo.
[0024] De modo adequado o poço submarino compreende ainda os sensores de pressão e temperatura a montante do componente de variação de diâmetro da tubulação e compreende os sensores de pressão e temperatura de fundo de poço ("DHPT" - down hole pressure and temperature).
[0025] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é fornecido um sistema para determinar uma taxa de fluxo estimada para pelo menos uma fase de um fluido multifásico que flui de um poço submarino, compreendendo: pelo menos um poço submarino e preparação para produção de petróleo associada, compreendendo pelo menos uma árvore de produção que compreende uma válvula de estrangulamento de produção, pelo menos um dispositivo de amostragem de água, um sensor de pressão a montante e um sensor de pressão a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção, um sensor de temperatura a montante e um sensor de temperatura a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção,
o revestimento de produção em uma perfuração, pelo menos um duto de preparação para produção de petróleo, um dispositivo medidor de fluxo para determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico de um fluido fluindo e um dispositivo de amostragem de água para determinar uma taxa líquida de água do fluxo que flui; e uma unidade estimadora estatística que compreende um módulo estimador estatístico que recebe uma pluralidade de entradas reais e que fornece uma taxa de fluxo estimado provisório para cada fase de pelo menos uma fase em um fluido que flui a partir de pelo menos um poço submarino e um módulo baseado em física que compreende um modelo de fluxo, um modelo de transferência de calor e um modelo PVT, o dito módulo baseado em física que fornece entradas estimadas correspondentes às entradas reais e que fornece retorno ao módulo estimador estatístico de modo que a unidade estimadora estatística iterativamente calcula entradas estimadas até uma última iteração, quando um evento predeterminado ocorre, e então fornece taxas de fluxo estimado provisório para cada fase calculada para a última iteração como a respectiva taxa de fluxo estimada determinada.
[0026] Determinadas modalidades da presente invenção fornecem um método para determinar uma taxa de fluxo estimado para múltiplas fases em um fluido que flui a partir de um poço submarino que utiliza uma escolha selecionada de instrumentos que fornecem uma estimativa altamente precisa da taxa de fluxo sem incorrer em despesas significativas de capital do que seria de outro modo necessário com as técnicas convencionais.
[0027] Certas modalidades da presente invenção ajudam a minimizar a instrumentação submarina e o custo e peso associados para determinar a taxa de fluxo e em particular evitar a necessidade de MPFMs ou WGFMs. A negação da necessidade de MPFMs ou WGFMs em um local de poço submarino resulta na necessidade de estruturas submarinas menos complexas, peso reduzido sobre estruturas submarinas e intervenção e comissionamento simplificados.
[0028] Certas modalidades da presente invenção podem fornecer também precisão de medição melhorada em comparação com técnicas convencionais usando MPFMs e/ou WGFMSs. Isto é feito mediante o uso de um local otimizado de sensor e integração de sensores que permitem a captura de um envelope operacional mais amplo.
[0029] Determinadas — modalidades da presente invenção fornecem confiabilidade melhorada e tolerância à falha do sensor comparado às técnicas convencionais mediante o uso de medições redundantes em locais diferentes.
[0030] Determinadas modalidades da presente invenção fornecem um número reduzido de elementos de sensor em um sistema completo em relação a técnicas convencionais melhorando assim os fatores de custo e tempo de ciclo.
[0031] Certas modalidades da presente invenção serão descritas deste ponto em diante, somente a título de exemplo, com referência aos desenhos anexos nos quais:
[0032] A Figura 1 ilustra um poço submarino em um campo submarino;
[0033] A Figura 2 ilustra uma árvore de preparação para produção de petróleo e produção;
[0034] A Figura 3a ilustra uma árvore de preparação para produção de petróleo e produção;
[0035] A Figura 3b ilustra uma árvore de preparação para produção de petróleo e produção;
[0036] A Figura 4 ilustra uma unidade estimadora estatística; e
[0037] As Figuras de 5 a 9 ajudam a ilustrar a operação de componentes da unidade de estimativa estatística.
[0038] Nos desenhos numerais, números de referência similares indicam partes similares.
[0039] A Figura 1 ilustra um primeiro poço submarino 100; e um poço submarino adicional 10027 em um local submarino 120 localizado próximo a um campo de hidrocarbonetos 130. O campo de hidrocarbonetos 130 fica acima de um reservatório geológico 135.
[0040] Cada poço submarino 100 inclui uma respectiva árvore de produção acima de uma preparação para produção de petróleo que ajuda a fornecer uma respectiva trajetória de comunicação de fluído 1401, 1402 até o reservatório geológico. Cada poço submarino 100 está conectado a uma respectiva saída para uma linha de fluxo 1451, 1452 cada uma das quais está conectada a uma tubulação submarina 150. Um riser 155 se estende a partir da tubulação do leito do mar até uma Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO" - Floating Production Storage and Offloading) 160. A FPSO inclui um centro de controle principal ("'MCC" - master control centre) 170 que pode ser utilizado para controlar e monitorar características do processo de fluxo nos poços submarinos e tubulação através de links de comunicação adequados (não mostrados). Tais links podem incluir links sem fio ou com fio fornecidos por umbilicais ou outras metodologias.
[0041] A Figura 2 ilustra uma árvore de produção 200 acima de uma preparação para produção de petróleo associada 210 em um poço submarino em mais detalhes. Será entendido que a árvore de produção 200 e a preparação para produção de petróleo 210 mostrada incluem apenas um subconjunto de características possíveis em tais elementos para propósitos de clareza. Um fluxo de saída 215 é mostrado na Figura 2 representando o fluxo de fluido de produção para fora da árvore de produção 200. A válvula de estrangulamento de produção 220 ilustrada pelo retângulo pontilhado na Figura 2 auxilia a controlar o fluxo do fluido de produção. À jusante da válvula de estrangulamento de produção 220 está situado um sensor de pressão e um sensor de temperatura ilustrado pelo dispositivo de detecção 225. O sensor de pressão e o sensor de temperatura a jusante podem ser utilizados para determinar as respectivas pressões e temperaturas de fluido que flui para fora da válvula de estrangulamento de produção 220.
[0042] Um sensor de pressão e temperatura a montante (da válvula de estrangulamento de produção) em um dispositivo de detecção 230 estão localizados a montante da válvula de estrangulamento de produção 220. Estes fornecem os respectivos valores de pressão e de temperatura para o fluido que flui para a válvula de estrangulamento de produção. Um dispositivo de amostragem de água 235 está situado a montante da válvula de estrangulamento de produção 220.
De modo adequado o dispositivo de amostragem de água é um dispositivo de determinação de água. O dispositivo de amostragem de água determina uma taxa Água / Líquido (WLR). Será entendido que de acordo com determinadas outras modalidades da presente invenção o dispositivo de amostragem de água 235 poderia estar localizado a jusante da válvula de estrangulamento de produção.
[0043] A preparação para produção de petróleo 210 mostrada na Figura 2 inclui um conjunto de sensores opcionais de perfis de temperatura 240 que se estende ao longo de um duto vertical para determinar múltiplos pontos de temperatura e dessa forma fornecer um perfil de temperatura. De modo adequado, o conjunto de sensores de perfil de temperatura pode ser um sistema de monitoramento ótico. Um sensor de pressão e temperatura de fundo de poço em um dispositivo de detecção 245 é usado para medir um valor de respectiva pressão e de temperatura para o fluido que flui através do duto a partir do reservatório geológico até a árvore de produção. Opcionalmente sensores de pressão e temperatura adicionais poderiam ser igualmente fornecidos.
[0044] O "Venturi" de fundo de poço 250 é fornecido para determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico do fluido na preparação para produção de petróleo. O dispositivo "Venturi" 250 inclui um componente de restrição de fluxo 255 e um sensor de pressão a montante e um sensor de temperatura a montante mostrado como um único dispositivo de sensor 260 e um sensor de pressão a jusante e um sensor de temperatura a jusante mostrado como um respectivo dispositivo único 265. O componente de restrição 255 introduz uma restrição predeterminada ao fluxo para fornecer uma queda de pressão conhecida (entre uma entrada "Venturi" e uma garganta "Venturi") para uma dada taxa de fluxo. Os sensores de pressão e temperatura espaçados podem ser utilizados para determinar assim uma massa ou taxa de fluxo volumétrico do fluido que flui através do componente de restrição. Será entendido que como uma alternativa um componente de variação de diâmetro único, que poderia ser convergente ou divergente, que introduz uma variação conhecida poderia ser utilizado com os respectivos sensores de pressão e temperatura em qualquer lado. De modo adequado quando os componentes separados são usados em vez de um único dispositivo similar ao "Venturi", os sensores de pressão e de temperatura a montante podem ser fornecidos por sensores DHPT. Será igualmente entendido que como uma alternativa a um dispositivo de "Venturi" outros dispositivos conhecidos para fornecer uma massa ou taxa de fluxo volumétrico do fluido poderiam ser utiizados como um cone em "V" ou similares. Será ainda compreendido adicionalmente que como uma alternativa para instalar um dispositivo de determinação de massa ou da taxa de fluxo volumétrico na preparação para produção de petróleo uma alternativa seria posicionar tal sistema na árvore de produção.
[0045] A Figura 3a ilustra uma árvore de produção alternativa 300 e a preparação para produção de petróleo 310 que faz uso da elevação de gás. À árvore de produção preparação para produção de petróleo ilustrada na Figura 3a utiliza partes similares àquelas mostradas na Figura 2 mas inclui ainda uma válvula de estrangulamento de elevação de gás 370 e um "Venturi" de elevação de gás
375. As partes similares àquelas mostradas na Figura 2 incluem um fluxo de saída 315; uma válvula de estrangulamento de produção 320; um sensor de pressão e temperatura 325 a jusante da válvula de estrangulamento de produção 320; um sensor de pressão e temperatura 330 a montante da válvula de estrangulamento de produção 320; um dispositivo de amostragem de água 335 a montante da válvula de estrangulamento de produção 320; um conjunto de sensor de perfil de temperatura 340; um sensor de pressão e temperatura de fundo de poço em um dispositivo de detecção 345; um "Venturi" de fundo de poço 350, incluindo um componente de restrição de fluxo 355 e um sensor de pressão a montante e um sensor de temperatura a montante mostrados como um único dispositivo de sensor 360 e um sensor de pressão a jusante e um sensor de temperatura a jusante mostrado como um respectivo dispositivo único 365. Será entendido que na Figura 3a, como igualmente discutido em relação à Figura 2, é possível usar componentes adicionais ou alternativas dos componentes, e a localização dos componentes ser variada, conforme for adequado. Um gás para fornecer uma elevação de gás é fornecida em uma entrada como um fluxo 380. O "Venturi" de elevação de gás 375 inclui uma restrição de fluxo e sensores de pressão e temperatura a montante e a jusante. Um sensor de pressão e temperatura opcional adicional 385 está situado entre o "Venturi" de elevação de gás 375 e a válvula de estrangulamento de elevação de gás 370. Da mesma forma os sensores de pressão e temperatura são fornecidos como um dispositivo de detecção 390 entre a válvula de estrangulamento de elevação de gás e o ponto de injeção na preparação para produção de petróleo. Para poços com uma configuração de elevação de gás, pelo menos uma dentre as medições de pressão e temperatura a montante e a jusante de uma válvula de estrangulamento de elevação de gás ou um diferencial de pressão através de um "Venturi" de elevação de gás ou outro mecanismo convergente ou divergente é utilizada. O uso dos vários sensores e disposições permite a quantificação do fluxo através dos vários componentes do sistema. Para alguns dos componentes isto ocorre porque a queda de pressão e temperatura é proporcional à taxa de fluxo passando por estes componentes. Também a densidade de fluido devido às medições disponíveis em diferentes profundidades verticais verdadeiras (por exemplo a medição de pressão/temperatura) a montante de uma válvula de estrangulamento de produção 320, na árvore de produção 300, terá uma elevação diferente até a medição de temperatura/pressão de fundo de poço que ajuda a permitir a quantificação da densidade de uma mistura.
[0046] Opcionalmente as propriedades da água como a salinidade ou similares podem também ser determinadas com o uso do dispositivo de amostragem de água
335. De modo semelhante as medições adicionais de pressão e de temperatura dentro da preparação para produção de petróleo através da introdução de sensores de pressão e temperatura separados em diferentes profundidades verticais verdadeiras podem ser utilizadas.
[0047] De modo adequado o dispositivo de determinação de massa ou da taxa de fluxo volumétrico de fundo de poço como por exemplo um cone em "V" ou o Venturi 350 está localizado abaixo da bolha ou do ponto de orvalho do sistema e ajuda a assegurar um regime de fluxo de fase única que possibilita uma medição mais precisa. De modo adequado o dispositivo de determinação de massa ou da taxa de fluxo volumétrico de fundo de poço está a montante de um ponto de injeção de elevação de gás se elevação de gás for utilizada.
[0048] De modo adequado um dispositivo de amostragem para determinação de água está localizado na árvore de produção a montante de uma válvula de estrangulamento de produção 320. De modo adequado um sensor de medição de pressão e temperatura opcional está situado pelo menos 400 pés acima do "Venturi" de fundo do poço 350 ou do cone em "V". Para poços com elevação de gás um sensor de medição de pressão e temperatura opcional está localizado o mais próximo possível a montante de um ponto de injeção para elevação de gás mais baixo dentro de uma preparação para produção de petróleo.
[0049] Como um local alternativo para o dispositivo de amostragem e determinação de água, deve ser observado que esta medição poderia ser tomada adicional ou alternativamente a jusante de uma válvula de estrangulamento de produção 320.
[0050] Embora certas modalidades da presente invenção tenham sido descritas com o uso de componentes de "Venturi" de fundo de poço e como uma alternativa em uma configuração de elevação de gás, será entendido que outras técnicas para determinar a massa ou a taxa de fluxo volumétrico poderiam ser utilizadas. Por exemplo, dispositivos de cone em "V" poderiam ser utilizados ou componentes de variação de diâmetro de fluxo separados e sensores de pressão e temperatura associados e espaçados em cada lado da variação no componente de diâmetro.
[0051] Um sensor opcional para medição de temperatura e pressão pode estar localizado pelo menos 400 pés acima de um local onde as medições de fundo de poço são feitas para ajudar a permitir uma diferenciação da cabeça hidráulica e dessa forma permitir a quantificação de densidade do fluido. De modo adequado um local de um sensor opcional de pressão e de temperatura dentro da preparação para produção de petróleo está em uma profundidade vertical suficientemente diferente para permitir uma quantificação da densidade de mistura devido à diferença de cota. A Figura 3b ilustra uma árvore de produção alternativa 300b e preparação para produção de petróleo 310b. A árvore de produção e a preparação para produção de petróleo ilustradas na Figura 3a utilizam partes similares àquelas mostradas na Figura 3b. Em sistemas com as chamadas preparações para produção de petróleo inteligentes 310b, uma árvore de produção 300b poderia servir vários locais de reservatório 136 (por exemplo duas ou três zonas dentro de um reservatório e/ou múltiplas zonas em que duas ou mais zonas estão dentro de diferentes reservatórios). Opcionalmente múltiplos "Venturis" de fundo de poço 350 poderiam ser utilizados, um para cada zona de reservatório. Ou em tais sistemas um "Venturi" de fundo de poço a jusante de um ponto de mistura pode ser utilizado para as várias zonas.
[0052] A Figura 4 ilustra uma unidade estimadora estatística 400 m mais detalhes. A unidade estimadora estatística 400 pode estar localizada no MCC 170 ou em outros locais adequados. A unidade estimadora estatística gera saídas de taxas estimadas de fluxo para uma ou mais fases no fluido que flui a partir de um poço submarino. Isto é obtido pelo uso de um módulo estimador estatístico 410 que recebe múltiplas entradas reais 415 e ajuda a otimizar a relação entre múltiplas entradas e a taxa de fluxo que flui do poço (por exemplo, ajuda a minimizar o erro nas quedas de pressão medidas, quedas de temperatura medidas, taxas de fluxo de massa no fundo do poço medidas, e taxa líquida de água medida em um poço para uma dada taxa de fluxo). Estas entradas reais correspondem à determinada massa ou taxa de fluxo volumétrico de fluido na preparação para produção de petróleo ou árvore de produção de um poço submarino bem como uma taxa líquida de água do fluido determinada por meio de um dispositivo de amostragem de água bem como uma determinada pressão de fluido a montante e uma temperatura de fluido a montante de uma válvula de estrangulamento de produção em uma árvore de produção submarina bem como uma determinada pressão de fluído a jusante e temperatura de fluido a jusante de um fluido a jusante da válvula de estrangulamento de produção bem como uma pressão de fluido de fundo de poço e uma temperatura de fluido de fundo de poço. Estas entradas reais podem ser fornecidas por sensores conforme descrito acima os quais são dispostos em uma disposição distribuída no poço submarino em locais na árvore de produção e preparação para produção de petróleo. O módulo estimador estatístico 410 recebe esta pluralidade de entradas reais 415 e fornece taxas de fluxo estimado provisório 420 como saídas para cada fase de pelo menos uma fase em um fluido para um fluido que flui a partir de pelo menos um poço submarino. Estas saídas de taxas de fluxo estimado provisório são entradas em um módulo de cálculo de entrada estimada 430. Isso inclui um modelo de fluxo baseado em física 440, um modelo de transferência de calor baseado em física 450 e um modelo de temperatura volume pressão baseado em física ("PVT" - Pressure Volume Temperature) modelo 460.
[0053] Os modelos de fluxo baseados em física 440 podem utilizar as taxas de fluxo estimado como entradas e estimar quedas de pressão e/ou temperatura em componentes de sistema que podem ser comparadas com valores medidos. Os modelos de fluxo baseados em física 440 são opcionalmente um modelo unificado de Projetos de Fluxo de Fluído da Universidade de Tulsa ("TUFFP" - Tulsa University Fluid Flow Projects) ou um modelo Beggs e Brill ou um modelo Sachdeva/Perkins (estrangulamentos) ou similares. Os modelos de fluxo baseados em física 440 podem computar a queda de pressão/temperatura através de um segmento de duto dada a taxa de fluxo de massa para cada segmento de perda de pressão. De modo adequado uma abordagem para tubulações é selecionar um modelo de gradiente de pressão mais adequado para a aplicação de fluido e geometria de tubulação, definir um modelo para modelo PVT 460 para modelar as propriedades de fluido e transferência de massa como uma função da pressão e temperatura, e resolver numericamente a equação diferencial ordinária resultante. De modo adequado uma abordagem para estrangulamentos é selecionar um modelo adequado para a aplicação de fluido e geometria de estrangulamento, determinar uma taxa de pressão crítica, determinar um regime de fluxo, e então determinar uma queda de pressão. De forma adequada, uma abordagem para "Venturis" ou cones em "V" é selecionar um modelo adequado para aplicação de fluido e "Venturi" ou geometria de cone em "V", definir um modelo
PVT 460 para modelar as propriedades de fluido e transferência de massa como uma função de pressão e temperatura e então determinar uma queda de pressão.
[0054] De modo adequado os modelos de fluxo baseados em física 440 podem levar em conta, por exemplo, uma diferença de velocidade de fluxo e variação em restrições de deslizamento entre as fases no fluxo multifásico; a estabilidade do fluxo multifásico e o impacto da dita estabilidade no fator de atrito do fluxo; os efeitos de tensão superficial; estado de mistura óleo-água; padrões de fluxo gás- líquido; densidades não constantes e/ou viscosidades das fases no fluxo multifásico; diferentes regimes de fluxo (fluxo estratificado, fluxo de bolha, fluxo anular, etc.); estados variáveis da matéria, e as proporções dos mesmos, das fases no fluxo multifásico; e os efeitos termodinâmicos.
[0055] De modo adequado o software calcula o regime de fluxo e queda de pressão resultante com base em continuidade e equilíbrio de momento. Para tubulações, estrangulamentos e Venturis, um modelo baseado em física de perdas de pressão ao longo dos componentes pode assumir a forma de uma equação diferencial conforme apresentado abaixo: dP 2 aaa qe 1(Q,P,5,7,6,6) Onde & é o gradiente de pressão, Q é um termo para a taxas de fluxo volumétrico, P é a pressão de entrada, à é a densidade, n é a viscosidade, 0 representa a tensão superficial, e Ô é uma termo devido à geometria específica da tubulação.
[0056] Para ajudar a resolver esta equação, um modelo PVT 460 pode ser definido para caracterizar propriedades de fluído para cada fase como uma função da pressão e da temperatura. O modelo PVT pode ajudar a definir as características do fluido e permitir o cálculo das propriedades do fluido como uma função da pressão e temperatura. Por exemplo, a expressão para densidade (p), viscosidade (n), e tensão superficial (0) para as frações de óleo, gás e água pode assumir a seguinte forma:
Po(P,T) B(P,T) =| py (P,T) Pa(P,T) 05(P,T) (P,T) =| 0,(P,T) 94(P,T) no(P,T) 1 (P,T) = [| n,(P,T) na(P,T)
[0057] A conservação de massa dos fluidos pode ser considerada dentro dos modelos, por exemplo quando se incorpora os efeitos de transições de fase e as solubilidades (relativas) das fases no fluxo multifásico. As entradas a partir do dispositivo de amostragem de água, por exemplo a taxa de água / líquido, pode ser usada para calibrar o modelo de fluido em tempo real pelo ajuste da taxa medida, na condição de pressão e temperatura relevante, dentro do modelo PVT 460.
[0058] No entanto, as entradas do modelo PVT 460 podem ser definidas também como parâmetros medidos dentro do estimador estatístico 410 e podem ser otimizados juntamente com medições de perda de pressão e temperatura.
[0059] O modelo PVT 460 também permite relacionar as taxas de fluxo volumétrico e de massa da seguinte forma: Qo(Mh,P,T) Q(M, P,T) =| Qu (M,P,T) Qg(M,P,T)
[0060] Integrar a equação de correlação de fluxo resulta na seguinte expressão: x“x2 pr=mt / spa x1 Onde m é um termo devido à taxa de fluxo de massa, p é um termo devido à distribuição de pressão, e Ô é um termo devido à geometria específica de
Claims (18)
1. Método para determinar uma taxa de fluxo estimada para pelo menos uma fase de um fluido multifásico que flui a partir de um poço submarino, caracterizado por compreender as etapas de: determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico de fluido em preparação para produção de petróleo ou árvore de produção de um poço submarino; determinar uma Razão de Água em Líquido (WLR) do dito fluido através de um dispositivo de amostragem de água; determinar uma pressão de fluido a montante e uma temperatura de fluido a montante do dito fluido em um local a montante de uma válvula de estrangulamento de produção na árvore de produção submarina através de pelo menos um componente de sensor de pressão e pelo menos um componente de sensor de temperatura da árvore de produção submarina; determinar uma pressão de fluido a jusante e uma temperatura de fluido a jusante do dito fluido em um local a jusante de uma válvula de estrangulamento de produção através de pelo menos um componente de sensor de pressão e pelo menos um componente de sensor de temperatura da árvore de produção submarina; determinar uma pressão de fluído de fundo de poço e uma temperatura de fluido de fundo de poço do dito fluido através de pelo menos um componente de sensor de pressão e pelo menos um componente de sensor de temperatura localizado no fundo do poço na preparação para produção de petróleo; e fornecer cada uma das informações de determinada massa ou taxa de fluxo volumétrico, taxa líquida de água, pressão de fluido a montante, temperatura de fluido a montante, pressão de fluído a jusante, temperatura de fluido a jusante, pressão de fluído de fundo de poço e temperatura do fluido de fundo de poço como respectivas entradas para uma unidade estimadora estatística e, através da unidade estimadora estatística, determinar uma taxa de fluxo estimada para cada uma de pelo menos uma fase de fluido que flui a jusante da válvula de estrangulamento.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: as etapas de determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico e determinar uma massa de fundo de poço ou taxa de fluxo volumétrico do fluido em uma preparação para produção de petróleo.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar um perfil de temperatura distribuído e oticamente derivado do dito fluido em um local de fundo poço através de um sistema de monitoramento ótico de fundo poço; e fornecer o perfil de temperatura oticamente derivado de pelo menos um local de fundo de poço como uma entrada para a unidade estimadora estatística.
4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar a massa de fundo de poço ou taxa de fluxo volumétrico através de um dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço que compreende um dispositivo de cone em "V" ou dispositivo tipo "Venturi".
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar a massa de fundo de poço ou a taxa de fluxo volumétrico em um local abaixo de um ponto de orvalho do poço associado para o poço submarino.
6. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar a massa de fundo de poço ou a taxa de fluxo volumétrico em um local abaixo de um ponto de bolha do poço associado para o poço submarino.
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, sendo que o poço submarino contém uma configuração de elevação de gás, caracterizado ainda por:
determinar uma Pressão a Montante de Elevação de Gás (GLUP) e uma Temperatura a Montante de Elevação de Gás (GLUT) de um fluído de elevação de gás a montante de uma válvula de estrangulamento de elevação de gás e que determina uma Pressão a Jusante de Elevação de Gás (GLDP) e uma Temperatura a Jusante de Elevação de Gás (GLDT) do fluído de elevação de gás a jusante da válvula de estrangulamento de elevação de gás e que fornece a pressão de elevação de gás a montante e a temperatura de elevação de gás a montante e a pressão de elevação de gás a jusante e a temperatura de elevação de gás a jusante como entradas respectivas para a unidade estimadora estatística; e/ou determinar uma taxa de Fluxo de Fluído de Elevação de Gás (GLFFR) por meio de um dispositivo tipo "Venturi" a montante da válvula de estrangulamento para elevação de gás e que fornece a baixa taxa de fluído para elevação de gás como uma entrada para a unidade estimadora estatística.
8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar uma pluralidade de valores discretos de pressão e/ou temperatura para o fluido em uma respectiva pluralidade de profundidades verticais através do poço submarino e fornecer valores discretos de pressão e/ou temperatura como respectivas entradas para a unidade estimadora estatística.
9. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar a massa de fundo de poço ou taxa de fluxo volumétrico através de um componente de variação do diâmetro do duto e um sensor de pressão a montante e a jusante respectivamente a montante ou a jusante do componente de variação do diâmetro.
10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar cada taxa de fluxo estimado em tempo real.
11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado por compreender adicionalmente: determinar as taxas de fluxo estimadas por meio de uma unidade estimadora estatística que compreende um módulo estimador estatístico que recebe uma pluralidade de entradas reais e que fornece uma taxa de fluxo estimada provisória para cada fase de pelo menos uma fase em um fluido para um fluido que flui a partir de pelo menos um poço submarino; e um módulo baseado em física que compreende um modelo de fluxo, um modelo de transferência de calor e um modelo PVT que fornece entradas estimadas correspondentes às ditas entradas reais que fornecem retorno para o módulo estimador estatístico, o dito método compreendendo ainda: calcular iterativamente as entradas estimadas até uma última iteração quando um evento predeterminado ocorrer e então fornecer taxas de fluxo estimadas provisórias para cada fase calculada para a última iteração como a respectiva taxa de fluxo estimada determinada.
12. Poço submarino, caracterizado por compreender: pelo menos uma árvore de produção que compreende uma válvula de estrangulamento de produção, pelo menos um dispositivo de amostragem de água, um sensor de pressão a montante e um sensor de pressão a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção e um sensor de temperatura a montante e um sensor de temperatura a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção; e uma preparação para produção de petróleo a partir de um poço, que compreende um revestimento de produção em uma perfuração e pelo menos um duto de preparação para produção de petróleo, que compreende um dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço que determina uma massa de fundo de poço ou a taxa de fluxo de volume de fluido que flui no duto de preparação para produção de petróleo e/ou um componente de variação de diâmetro de tubo e um sensor de pressão e temperatura a montante e a jusante respectivamente a montante e a jusante do componente de variação de diâmetro para fornecer uma massa de fundo de poço ou taxa de fluxo de volume de fluído que flui no duto de preparação para produção de petróleo.
13. Poço submarino, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por compreender: o dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço, o qual compreende um componente de variação de diâmetro convergente ou divergente e um primeiro e adicional componente de sensor de pressão e um primeiro e adicional sensor de temperatura em lados opostos do componente de variação de diâmetro.
14. Poço submarino, de acordo com a reivindicação 12 ou 13 caracterizado por o dispositivo medidor de fluxo de fundo de poço compreender um dispositivo de cone em "V" ou dispositivo "Venturi".
15. Poço submarino, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 12 a 14, caracterizado por o dispositivo de taxa de fluxo de massa do fundo de poço estar abaixo do ponto de orvalho do poço no duto da preparação para produção de petróleo.
16. Poço submarino, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 12 a 14, caracterizado por o dispositivo de taxa de fluxo de massa do fundo de poço estar abaixo do ponto de bolha do poço no duto da preparação para produção de petróleo.
17. Poço submarino, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por: os sensores de pressão e temperatura a montante do componente de variação de diâmetro do duto compreenderem sensores DHPT.
18. Sistema para determinar uma taxa de fluxo estimada para pelo menos uma fase de um fluido multifásico que flui a partir de um poço submarino, caracterizado por compreender: pelo menos um poço submarino e preparação para produção de petróleo associada, compreendendo pelo menos uma árvore de produção que compreende uma válvula de estrangulamento de produção, pelo menos um dispositivo de amostragem de água, um sensor de pressão a montante e um sensor de pressão a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção, um sensor de temperatura a montante e um sensor de temperatura a jusante respectivamente a montante e a jusante da válvula de estrangulamento de produção, o revestimento de produção em uma perfuração, pelo menos um duto de preparação para produção de petróleo, um dispositivo medidor de fluxo para determinar uma massa ou taxa de fluxo volumétrico de um fluido e um dispositivo de amostragem de água para determinar uma taxa de água em líquido do fluído; e uma unidade estimadora estatística que compreende um módulo estimador estatístico que recebe uma pluralidade de entradas reais e que fornece uma taxa de fluxo estimado provisório para cada fase de pelo menos uma fase em um fluido que flui a partir de pelo menos um poço submarino e um módulo baseado em física que compreende um modelo de fluxo, um modelo de transferência de calor e um modelo PVT, o dito módulo baseado em física que fornece entradas estimadas correspondentes às entradas reais e que fornece retorno ao módulo estimador estatístico de modo que a unidade estimadora estatística iterativamente calcula entradas estimadas até uma última iteração, quando um evento predeterminado ocorre, e então fornece taxas de fluxo estimado provisório para cada fase calculada para a última iteração como a respectiva taxa de fluxo estimada determinada.
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