BR112021001508A2

BR112021001508A2 - sistema de modelagem de capacidade integrada

Info

Publication number: BR112021001508A2
Application number: BR112021001508-6A
Authority: BR
Inventors: Hafez H. Hafez; Jamal Nasir Bahamaish; Yousof Al Mansoori; Luigi Saputelli; Alvaro Escorcia; Moataz Khalaf; Richard Mohan
Original assignee: Abu Dhabi National Oil Company
Priority date: 2018-07-31
Filing date: 2018-07-31
Publication date: 2021-04-27
Also published as: EP3830388A1; MX2021001269A; US20210312348A1; EP3830388A4; CN112513418A; WO2020025998A1

Abstract

A presente invenção refere-se a um sistema de modelagem de capacidade integrada (1) para monitorar e controlar múltiplos ativos de petróleo e gás (100, 110, 120), o sistema compreende um módulo de aquisição de dados (10), capaz de adquirir dados a montante, enquanto os dados a montante podem incluir as informações a partir de múltiplos ativos de petróleo e gás; um módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) capaz de simular desempenho de produção e injeção de múltiplos ativos de petróleo e gás a partir do reservatório até o ponto de entrega de vendas; um módulo de assimilação de dados (30) capaz de extrair características principais nos dados com o propósito de calcular a capacidade de produção de múltiplos ativos de petróleo e gás a partir dos dados a montante adquiridos e a partir do módulo de simulação (20) e para construir um modelo de capacidade de ativos do mesmo; um módulo de apresentação de dados (40) capaz de apresentar todos os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás, em que o módulo de apresentação é capaz de apresentar o modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás nos nós de uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis; e um módulo de distribuição de dados (50) capaz de distribuir a capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás a múltiplos usuários que usam os múltiplos aplicativos.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para “SISTEMA DE MODELAGEM DE CAPACIDADE INTEGRADA”.

1. Campo da Invenção

[0001] A presente invenção refere-se a um sistema de modelagem de capacidade integrada para o monitoramento e controle de múltiplos ativos de petróleo e gás de várias fontes e diferentes produtores ou locais de produção.

2. Técnica Anterior

[0002] O monitoramento de ativos e o controle de ativos de petróleo e gás são feitos periodicamente e identificam oportunamente os problemas de produção e fazem recomendações viáveis e ideais, a fim de considerar ações para compensar qualquer deficiência e garantir a sustentabilidade da produção em ativos/campos, sem comprometer a recuperação do reservatório.

[0003] No passado, as decisões de capacidade, produção e otimização de reservatório de curto e longo prazo eram consideradas ao usar modelagem de avaliação integrada (IAM). Há casos na literatura sobre a técnica anterior para a modelagem de avaliação integrada. A maior parte dos aplicativos tem sido voltada para a geração de cenários e recomendação de decisões sobre resultados objetivos específicos de um determinado ativo ou campo de petróleo/gás. Também há casos na literatura de implementação do denominado “modelo estrangulamento”. No caso de um modelo de estrangulamento, uma série de restrições ou estrangulamentos é visualizada representando as áreas de perda de produção nos e entre os ativos, ou seja, potencial do reservatório, medida por testes de poço, que não é liberada. As perdas resultantes são aquelas que ocorrem devido ao gerenciamento do reservatório, disponibilidade e utilização de poços, disponibilidade e utilização de topsides, ou seja, a eficiência de uso do equipamento disponível; e sistema de exportação. O modelo de estrangulamento é um método simplificado que não requer uma representação da física completa, ou seja, falta um modelo de resposta de estado estacionário hidráulico, resposta não transitória de nós, rede e fluidos do sistema de produção/injeção.

[0004] Os métodos e sistemas convencionais de IAM e modelagem de rede de produção vinculam vários componentes físicos do sistema de produção/injeção no modelo, considerando as características físicas e as limitações dos componentes, além de outros aspectos como estimados/planejados. Os métodos e sistemas convencionais de IAM são construídos para modelagem e otimização de uma avaliação ou campo petrolífero específico.

[0005] A patente U.S. 8.078.328 ensina um sistema, produto de programa e métodos para fornecer o gerenciamento em tempo real do reservatório de um ou mais reservatórios por um ou mais campos. A patente EP 2.839.409 ensina os sistemas e métodos para determinar as configurações de operação de um sistema de produção de fluido, a partir de uma pluralidade de reservatórios. A patente U.S. 2009/0276156 ensina um sistema que tem uma pluralidade de sensores permanentes de fundo de poço para fornecer as medições em tempo real da pressão de reservatório. As medições em tempo real são, em seguida, conduzidas a um usuário, cujas informações são, em seguida, usadas para gerenciar o reservatório. Os resultados a partir das medições de fundo de poço são, em seguida, ainda armazenadas em uma memória de computador acessível.

[0006] A patente U.S. 9.228.415 ensina um método para realizar operações de campo petrolífero para múltiplos reservatórios localizados na pluralidade de locais. Isso inclui gerar um modelo proxy e substituir um aplicativo do campo de petróleo pelo modelo proxy. Também utiliza os simuladores externos ou internos para realizar análise de incerteza e cálculos econômicos, usados para maximizar o potencial dos poços.

[0007] O WO2012/015515 ensina um método para a modelagem de um reservatório de hidrocarboneto que inclui gerar um modelo de reservatório que tem uma pluralidade de sub-regiões. Essa invenção, no entanto, vai além para obter uma solução para pelo menos uma sub- região ao pesquisar um banco de dados de soluções existentes com base em certos fatores (físicos, geométricos ou outros parâmetros). Se tal solução não for encontrada, simular as sub-regiões usando uma simulação de treinamento e usando um algoritmo de aprendizado de máquina para obter uma nova solução. Essa nova solução é então adicionada ao banco de dados.

[0008] As patentes U.S. 2017/336811, U.S. 2007/0192073 e U.S.

8.775.141 ensinam “algoritmos”, “autoaprendizagem” ou “otimização” automatizada dos poços. A otimização é calculada por meio de um sistema de computador central, e os resultados ou são implementados automaticamente ou são transmitidos a um usuário.

[0009] Os métodos e sistemas de IAM convencionais são implementados tanto para otimizações operacionais a curto prazo, quanto para otimização a longo prazo, mas carecem de recursos para operar em um país com muitos poços e instalações, usando o mesmo modelo, rápido o suficiente para facilitar a tomada de decisões oportunas sobre a otimização de capacidade.

[0010] Os métodos orientados por dados foram usados no passado para gerar modelos de reservatório que são capazes de gerar cenários rapidamente. No entanto, os métodos e sistemas convencionais de IAM não implementaram métodos e técnicas orientados a dados que são capazes de fornecer um modelo de desempenho integrado de um grande número de modelos de desempenho individuais de qualquer nó de um sistema de produção, em particular, não um modelo de desempenho de qualquer nó de um sistema de produção, incluindo a rede de produção/injeção de superfície usada por petróleo, água e gás em todo o país.

[0011] Foi reconhecido que é difícil ou impraticável tentar integrar IAMs díspares construídos para diferentes propósitos para agregá-las em uma IAM nacional e gerar cenários válidos para a otimização da capacidade nacional.

3. Sumário da Invenção

[0012] Os problemas mencionados acima são superados por um sistema de modelagem de capacidade integrada (sistema de ICM) para o monitoramento e o controle de múltiplos ativos de petróleo e gás de acordo com a reivindicação 1.

[0013] Em particular, os problemas mencionados acima são solucionados por um sistema de modelagem de capacidade integrada para o monitoramento e controle de múltiplos ativos de petróleo e gás, o sistema que compreende um módulo de aquisição de dados capaz de adquirir dados a montante, enquanto os dados a montante podem incluir informações de histórico e previsão de características de subsuperfície e/ou configuração de poço e/ou fluido de reservatório e/ou produção e injeção a partir de múltiplos ativos de petróleo e gás; um módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície capaz de simular o desempenho de produção e injeção de múltiplos ativos de petróleo e gás do reservatório ao ponto de entrega de vendas; um módulo de assimilação de dados capaz de extrair características principais nos dados com o propósito de calcular a capacidade de produção de múltiplos ativos de petróleo e gás a partir dos dados a montante adquiridos e a partir do módulo de simulação e para construir um modelo de capacidade de ativos do mesmo, enquanto o modelo de capacidade de ativos é um modelo híbrido que deriva a partir do potencial de produção, disponibilidade de produção e oportunidades para compensar a déficit de produção a curto e médio prazo, em que o modelo de capacidade de ativos é composto por modelos individuais de múltiplos ativos de petróleo e gás e para cada material relevante, ou seja, petróleo, água e gás; um módulo de apresentação de dados capaz de apresentar todos os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás, em que o módulo de apresentação é capaz de apresentar o modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás nos nós de uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis; e um módulo de distribuição de dados capaz de distribuir potencial ou capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás a múltiplos usuários que usam os múltiplos aplicativos.

[0014] O sistema de modelagem de capacidade integrada devido ao módulo de aquisição de dados é capaz de operar multiativos, múltiplas companhias em operação (OPCO), múltiplos produtos e modelo de rede integrada de fases para gerenciar e otimizar a utilização de capacidade atual e futura, que tem segmentos do modelo de ICM (reservatórios, poços, instalações) que são operados por múltiplas partes interessadas sob diferentes acordos operacionais e termos. Devido ao módulo de distribuição de dados, as múltiplas partes interessadas podem receber os dados atuais, particularmente, a pressão estática de reservatório de múltiplos ativos de petróleo e gás com o uso de múltiplos aplicativos. Tais dados podem, em seguida, ser usados pelas partes interessadas para controlar os respectivos ativos. O sistema de modelagem de capacidade integrada calcula, diariamente, um alvo ideal no poço, reservatório, campo e, em geral, nível de ativos e é capaz de rastrear a ação para gerenciar a implementação desse alvo. O sistema de modelagem de capacidade integrada estabelece ainda a comunicação entre sede corporativa e o ativo operacional para facilitar a implementação da recomendação com base na meta do próximo dia, mês, trimestre ou ano seguinte.

[0015] Esse sistema de modelagem de capacidade integrada fornece a manutenção atual de sua representação de cada nó em todo o sistema, com precisão suficiente para gerar cenários válidos em tempo hábil. É capaz de calcular o desempenho de cada nó com base nos dados de histórico, além das suas características físicas. O sistema de modelagem de capacidade integrada fornece um entendimento contínuo de ativos/campos alternados em termos de capacidade, saúde do reservatório, custo operacional, bem como a capacidade e restrições da rede de produção/injeção da superfície nacional. Devido ao módulo de apresentação de dados e sua capacidade de apresentar a pressão estática de reservatório de múltiplos ativos de petróleo e gás nos nós de uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis, por um lado, e uma visão geral otimizada sobre o segmento específico de interesse pode ser fornecida, mas, por outro lado, uma visão mais detalhada de grupos específicos de ativos e ativos individuais pode ser fornecida ao usuário.

[0016] Ao implementar o sistema de modelagem de capacidade integrada, é possível gerar possíveis cenários e identificar oportunidades relacionadas à capacidade atual e futura do plano de negócios versus a produção/injeção, para recomendar as ações, como a otimização de estágios de desenvolvimento de campo e projetos.

[0017] Os dados a montante adquiridos incluem, de preferência, informações de histórico e previsão de características de subsuperfície e/ou configuração de poço e/ou fluido de reservatório e/ou produção e injeção que incluem parâmetros econômicos a partir de múltiplos ativos de petróleo e gás. De preferência, todos tais dados são adquiridos pelo módulo de aquisição de dados. De preferência, o módulo de aquisição de dados acessa um hub de dados corporativos que integra as entradas de reservatório, produção, instalações e econômicas pelas múltiplas companhias operacionais por meio de uma arquitetura de dados comum que compreende padrões de dados, dicionário de dados, modelo de dados, políticas e procedimentos para gerenciamento de dados. De preferência, as saídas do modelo são liberadas sistematicamente ao hub de dados corporativos, tornando-se disponíveis para o uso por outros processos de negócios dentro de cada companhia em operação.

[0018] O desempenho do reservatório e do poço gerado a partir de modelos de simulação numérica computacionalmente caros é uma das entradas possíveis ao sistema de modelagem de capacidade integrada para qualquer campo determinado e conjunto de cenários. Isso captura a dinâmica do reservatório e do poço em termos de volume cumulativo e atualização de pressão estática. No entanto, o sistema de modelagem de capacidade integrada pelo módulo de simulação de dados fornece as atualizações automáticas de pressão estática do reservatório, causadas pela variação na produção e injeção resultante do tempo de inatividade do equipamento de superfície, sem a necessidade de recorrer a execuções adicionais de um simulador externo.

[0019] Pelo módulo de assimilação de dados, uma representação proxy de qualquer segmento determinado automaticamente da rede de produção/injeção pode ser descrita com o uso do tipo de proxy e granularidade mais adequados. O modelo de capacidade de ativo gerado é um modelo híbrido, pois é um modelo combinado de física e baseado em dados.

[0020] De preferência, o módulo de apresentação de dados é capaz de retrair e expandir os nós dos dados de ativos de vários ativos de petróleo e gás de um determinado nível no modelo de capacidade de ativos para apresentar os dados de ativos mais gerais ou mais detalhados. Um nó de autorretração no modelo de ICM pode representar e reconfigurar a representação de um único poço ou equipamento, um grupo de poços ou equipamentos, um campo ou um ativo, conforme aplicável para representar a condição ou desempenho atual, capacidade atual ou projetos futuros, e em resposta ao reconhecimento algorítmico de um conjunto de determinadas condições no modelo.

[0021] De preferência, o nó é um nó de autorretração. Assim, ele pode ser expandido e retraído por si mesmo.

[0022] De preferência, o nó representa um único poço de petróleo e gás ou um único equipamento, ou um grupo de poços ou equipamentos, ou um campo ou instalação de produção. O sistema de ICM estabelece uma representação de desempenho de nó para um conjunto de nós identificados automaticamente (reservatório, poço, instalações) usando curvas de desempenho ao selecionar automaticamente o tipo de modelo de desempenho mais adequado, que são gerados a partir do desempenho histórico, bem como das características físicas dos elementos do nó. A disponibilidade do nó, por exemplo, é calculada pela ICM com base no tempo médio histórico de falha (MTTF), tempo médio entre falhas (MTBF) e tempo médio de reparo (MTTR), como na técnica anterior. Cada nó do modelo tem, conforme aplicável, de preferência, os seguintes atributos que são função de tempo e cenário: coeficientes/parâmetros do modelo, status (tempo de atividade vs tempo de inatividade), disponibilidade (tempo de atividade/espera vs tempo de inatividade), cronograma (iniciar/parar), restrições (taxa, pressão, densidade, qualidade), dados medidos, incertezas, modo de controle. A disponibilidade por ativo, incluindo o tempo de inatividade não planejado, é calculada pelo sistema de ICM. A disponibilidade por ativo refere-se à disponibilidade computada de poços e componentes do sistema em um ativo. O desempenho do nó respeita a física, os dados históricos (condições de limite, roteamento do fluxo e status do equipamento).

[0023] De preferência, o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície é ainda capaz de calcular o desempenho e a incerteza de corte de água de múltiplos ativos de petróleo e gás, e em que o módulo de apresentação de dados é capaz de apresentar o desempenho e a incerteza de corte de água de múltiplos ativos de petróleo e gás em uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis.

[0024] De preferência, o módulo de assimilação de dados é ainda capaz de calcular o desempenho e a incerteza da proporção de petróleo e gás de vários ativos de petróleo e gás, e em que o módulo de apresentação de dados é capaz de apresentar o desempenho e a incerteza da proporção de petróleo e gás de múltiplos ativos de petróleo e gás em uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis.

[0025] De preferência, o módulo de assimilação de dados usa modelos híbridos, que incluem uma combinação de modelos regressivos multivariados com estruturas de modelo pré-concebidas. As estruturas de modelo incluem relações empíricas derivadas de modelos de primeiro princípio (orientados pela física).

[0026] De preferência, o módulo de assimilação de dados estabelece o desempenho do ativo e do nó, selecionando o histórico de produção e injeção mais adequado e os dados simulados com base na física, bem como a partir de características físicas de elementos do nó. Um ativo pode ser a combinação de um reservatório, poço e instalações e pode ter muitos nós na ICM. Um nó pode ser qualquer reservatório, poço e outras instalações. Os elementos de um nó podem ser as entradas e saídas do nó.

[0027] De preferência, o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície representa automaticamente qualquer segmento determinado da rede de produção e injeção com o uso do tipo de proxy e granularidade mais adequados. Um segmento pode ser representado por diferentes modelos de proxy como, por exemplo, modelos lineares, não lineares ou modelos baseados em parâmetros distribuídos e agrupados, etc.

[0028] De preferência, o módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície, atualiza automaticamente os parâmetros de desempenho de reservatório com o uso da variação na produção e injeção que resulta do tempo de inatividade do equipamento de superfície, em que os parâmetros de desempenho de reservatório são fornecidos ao módulo de assimilação de dados sem a necessidade de recorrer ao simulador externo. Isso pode ser feito, de preferência, sem sacrificar a precisão do modelo.

[0029] De preferência, o módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície, utiliza um modelo e/ou pseudocomponentes de fluido que são estabelecidos e sintonizados automaticamente para qualquer segmento da rede de produção/injeção dos múltiplos ativos de petróleo e gás. Isso irá reduzir o tempo computacional no módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície.

[0030] De preferência, o módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície, possui um algoritmo de nó de autorretração para modelar e representar o desempenho de produção e injeção de múltiplos ativos de petróleo e gás, como aplicável para representar a condição ou desempenho atual, capacidade atual ou projetos futuros, e em resposta ao reconhecimento algorítmico de um conjunto de condições determinado no modelo de capacidade de ativos.

[0031] De preferência, o módulo de distribuição de dados, é capaz de operar múltiplos ativos, múltiplas companhias em operação, múltiplos produtos e modelo de rede integrada de fases para gerenciar e otimizar a utilização de capacidade atual e futura, que tem segmentos do modelo de capacidade de ativos que são operados por múltiplos partes interessadas sob diferentes acordos operacionais e termos.

[0032] De preferência, o módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície, identifica o(s) segmento(s) da rede de produção/injeção no(s) qual(s) o recurso ou a capacidade seriam restritos, e não altera os segmentos que não são ativamente afetados por novos projetos. Isso irá reduzir o tempo computacional no módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície.

[0033] De preferência, o módulo de simulação de processo de subsuperfície e superfície combina a representação proxy de segmentos da rede com algoritmos para construir topologias para representar a representação atual de segmentos de rede. Isso permite a construção e manutenção de um modelo de capacidade de ativos coerente com grande número de nós e permite ainda executar cenários no modelo de capacidade de ativos com um alto desempenho.

[0034] De preferência, o módulo de distribuição de dados utiliza uma capacidade de avaliação de cenário na forma de um aplicativo para desktop ou dispositivo móvel.

[0035] De preferência, o módulo de distribuição de dados fornece um aplicativo autônomo com conectividade online e integração de rede social limitada corporativa segura. Isso fornece a comunicação e visa estimular o pensamento criativo e a colaboração entre as várias partes interessadas. Portanto, todos os interessados podem cooperar na prestação de contribuições para gerenciar tarefas viáveis para alavancar as oportunidades de produção de curto e longo prazo, a partir de um determinado cenário.

[0036] De preferência, o módulo de distribuição de dados fornece um aplicativo de negócios de dispositivo móvel, que compreende um mecanismo algorítmico que usa modelos locais, entrada dos cenários gerados pelo módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície, atualizações frequentes de dados de produção e injeção e entradas das interações de rede social das partes interessadas. De preferência, o sistema de modelagem de capacidade integrada considera as entradas a partir de interações da rede social da empresa com as partes interessadas para fins de planejamento da produção.

[0037] De preferência, o módulo de distribuição de dados levanta e rastreia medidas por ações sempre que uma exceção no desempenho é detectada pelo sistema de modelo de capacidade integrada ou uma produção e um alvo de injeção precisam ser alterados, para buscar interações e aprovação de colaboração remota eletrônica guiada e rastreável entre as partes interessadas relevantes. De preferência, isso fornece uma automação do gerenciamento de processos de negócios. De preferência, a linguagem de notação BPM 2.0 é usada na indústria para fins de modelagem de processos de negócios. De preferência, o sistema de modelagem de capacidade integrado gera automaticamente tickets para alterar e ajustar as metas de um ativo, o que simplifica a interação geral entre as partes interessadas. As metas são fornecidas pelo sistema, então discutidas e esclarecidas pelos operadores e, em seguida, implementadas pelos operadores. Desse modo, de preferência, o sistema integrado de modelagem de capacidade rastreia toda essa interação.

[0038] De preferência, o módulo de distribuição de dados levanta e rastreia medidas por ações relacionadas a dados e modelos de baixa qualidade, para buscar interações e aprovação de colaboração remota eletrônica gui-ada e rastreável entre as partes interessadas relevantes.

4. Breve Descrição dos Desenhos

[0039] A seguir, uma modalidade preferida da invenção é descrita com relação às figuras, que mostram:

[0040] A figura 1 é um sistema de modelo de capacidade integrada, múltiplos ativos e instalações e múltiplos aplicativos de usuário;

[0041] a figura 2 é uma tela de exemplo de um módulo de apresentação de dados que mostra diferentes janelas para os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás de uma ativos de estrutura hierárquica;

[0042] a figura 3 é um dispositivo móvel que mostra diferentes janelas de exemplo para os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás de ativos de estrutura hierárquica;

[0043] a figura 4 é uma representação de exemplo de uma rede nacional de múltiplos ativos de petróleo e gás em um nível hierárquico de topo;

[0044] a figura 5 é uma representação de exemplo de um campo de petróleo ou gás com nós expandidos;

[0045] a figura 6 é uma representação de exemplo de um nó que inclui os elementos de exemplo desse nó; e

[0046] a figura 7 mostra etapas de processo de exemplo para construir o modelo de capacidade integrada.

5. Descrição Detalhada das Modalidades Preferidas

[0047] A seguir, as modalidades preferidas da invenção são descritas em detalhes com relação às figuras.

[0048] A figura 1 mostra um cenário muito simplificado de produção de petróleo e gás. O cenário inclui um modelo de capacidade integrada 1, múltiplos ativos e instalações 100, 110, 120 e múltiplos aplicativos de usuário 70. O cenário de exemplo compreende múltiplos produtores de petróleo ou gás e gás ou poços de injetor de água 100, reservatório de petróleo ou gás 120, instalações de produção de petróleo e/ou gás 110, instalações de injeção e/ou bombeamento de água 130, instalações de compressão e/ou injeção de gás 140 e instalações de exportação/armazenamento 150. Os ativos e instalações 100, 110, 120, 130, 140, 150 são agrupados em múltiplos grupos de diferentes hierarquias. O primeiro nível compreende o ativo ou instalação individual 100, 110, 120, 130, 140, 150. O segundo nível compreende grupos menores 80, 82, 84, 86, 88 de ativos e instalações 100, 110, 120, 130,. 140, 150. Por exemplo, o grupo 80 compreende três poços 100 ou produtores de petróleo ou gás e/ou injetores de água ou gás. O grupo

86 compreende dois poços de petróleo, água ou gás e um reservatório 120, o grupo 82 compreende dois reservatórios distintos 120, o grupo 88 compreende um poço de petróleo ou gás 100 e um reservatório e o grupo 84 compreende uma instalação de produção de petróleo e gás e um tanque de armazenamento 140.

[0049] Os ativos e instalações 100, 110, 120, 130, 140, 150 são monitorados e controlados por um modelo de capacidade integrada sistema 1. O modelo de capacidade integrada sistema 1 é conectado aos ativos e instalações 100, 110, 120, 130, 140, 150 através de uma rede de dados 62, que pode ser ligado por fio ou sem fio ou quaisquer combinações desses. De preferência a rede de dados 62 é uma rede com base em internet virtual e pode utilizar VPN e técnicas de criptografia de dados para fornecer a segurança exigida.

[0050] O modelo de capacidade integrada sistema 1 compreende a módulo de aquisição de dados 10, a data módulo de simulação 20, um módulo de modelagem de dados 30, um módulo de apresentação de dados 40, um módulo de distribuição de dados 50 e um banco de dados

60.

[0051] O módulo de aquisição de dados 10 é capaz de adquirir os dados a montante a partir de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150. Os dados a montante podem compreender características de subsuperfície de reservatórios, poços, configuração de poço, informações de fluido de reservatório, informações de produção, informações de histórico e previsão de injeção, e outras informações a partir de múltiplos ativos de petróleo e gás. Por exemplo, tais dados de ativos podem compreender o status e desempenho atuais. Tais dados atuais podem ser obtidos de maneira eletrônica nos ativos transferidos continuamente em determinados pontos no tempo ao módulo de aquisição de dados 10.

[0052] O módulo de simulação de dados 20 é capaz de simular os dados de produção e injeção de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150 a partir do reservatório ao ponto de entrega de vendas.

[0053] O módulo de assimilação de dados 30 é capaz de extrair características principais nos dados com o propósito de calcular a capacidade de produção de múltiplos petróleo e ativos a partir dos dados a montante adquiridos pelo módulo de aquisição de dados 10 e a partir dos dados do módulo de simulação 20. O módulo de assimilação de dados 30 pode construir um modelo de capacidade de ativos a partir desses dados. O modelo de capacidade de ativos é um modelo híbrido uma vez que é combinado de física e dados. O modelo de capacidade de ativos permite derivar o potencial de produção de ativo, a disponibilidade de produção e oportunidades para compensar um déficit de produção a curto e médio prazo, em que o modelo de capacidade de ativos é composto por modelos individuais de múltiplos ativos de petróleo e gás e para cada material relevante, ou seja, petróleo, água, gás, e outros constituintes associados, que incluem dióxido de carbono, nitrogênio (N2), e sulfato de hidrogênio (H2S).

[0054] Particularmente, pelo módulo de assimilação de dados 30, a pressão estática de reservatório data de múltiplos reservatórios de petróleo e gás 120, a partir dos dados de produção e injeção adquiridos e a partir dos dados simulados, pode ser determinada mensalmente.

[0055] O módulo de assimilação de dados 30 é ainda capaz de calcular o corte de água e as proporções de petróleo e gás de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150 em uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis. Para tais cálculos, o módulo de assimilação de dados 30 utiliza os modelos híbridos, que incluem uma combinação de modelos regressivos multivariados com estruturas de modelo pré-concebidas.

[0056] O módulo de apresentação de dados 40 é capaz de apresentar todos os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150, em que o módulo de apresentação 40 é capaz de apresentar o modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150 nos nós 108 de uma estrutura hierárquica 102 de uma pluralidade de níveis.

[0057] Por exemplo, como pode ser visto na figura 5, o módulo de apresentação de dados 40 é capaz de apresentar capacidades de fluxo de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150, em que o módulo de apresentação 40 é capaz de apresentar taxas de fluxo e pressões de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150 nos nós 108 de uma estrutura hierárquica 102 de uma pluralidade de níveis. Na figura 5, este conceito hierárquico é mostrado expandindo todos os nós 108 de um poço 101 tal que uma árvore 109 de todos os nós de nível inferior é gerada. Ao selecionar um dos nós 108 de interesse, e o cenário selecionado, as informações adicionais ao nó são fornecidas pelo módulo de apresentação de dados 40.

[0058] Assim, o módulo de apresentação de dados 40 é capaz de retrair e expandir os nós 108 dos dados de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás de um nível específico para apresentar os dados de ativos mais gerais ou mais detalhados. O nó 108 pode ser um nó de autorretração para representar ou mais ou menos detalhes, ou níveis adicionais de hierarquias dos ativos 100, 110, 120. Um nó 108 pode representar um único poço de petróleo, água e gás 100 ou único equipamento, como uma instalação 110, ou um reservatório de petróleo ou gás 120, ou uma instalação de injeção/bombeamento de água, ou uma instalação de injeção/compressão de gás 140, ou um tanque de armazenamento de gás ou petróleo 150, ou um grupo de poços ou equipamento 80-88, ou um campo ou instalação de produção 90, 92,

94. Além disso, o módulo de apresentação de dados 40, é capaz de apresentar o corte de água e as proporções de petróleo e gás de múltiplos ativos de petróleo e gás em uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis.

[0059] Uma tela de exemplo de um módulo de apresentação de dados 40 que mostra diferentes janelas 41-48 para os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás de ativos de estrutura hierárquica é mostrada na figura 2. Ao selecionar um ou um grupo de nós 108 na estrutura hierárquica 102 ou ao filtrar níveis hierárquicos específicos da estrutura 102 na janela de filtro 41, os respectivos dados são mostrados nas outras janelas. A tela e a apresentação de dados podem ser configuradas pelo usuário de acordo com as suas exigências específicas. Por exemplo, na figura 2, a janela 42 mostra a capacidade de design de produção (ou a taxa técnica de campo FTR) vs plano vs atual, portanto, destacando os déficits em amarelo, a janela 43 mostra os déficits de produção e os déficits cumulativos no ano, a janela 44 mostra uma visão de todo o país para todos os status dos ativos de vários poços, a janela 46 mostra as oportunidades para compensar o déficit de produção destaque em 43 no curto e médio prazo e as janelas 45 e 47 mostram a eficiência da produção. A janela 48 mostra os dados gerais de produção em termos de parâmetros diferentes, como a produção atual de petróleo e gás das instalações 110 ou a quantidade de petróleo e gás disponível armazenada nos tanques 120.

[0060] O módulo de distribuição de dados 50 é capaz de distribuir a pressão estática de reservatório de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120 a múltiplos usuários com o uso de múltiplos aplicativos

70. A distribuição de dados aos aplicativos de usuário 70 pode ser feita por meio da Internet ou outras redes com fio ou sem fio.

[0061] A figura 3 mostra um dispositivo móvel 70 que executa um aplicativo 72, que apresenta as janelas fornecidas pelo módulo de apresentação de dados 40, como as janelas 42 a 48 da figura 2. Ao usar os dispositivos móveis 70, os dados do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás 100, 110, 120, 130, 140, 150 podem ser apresentados e distribuídos a vários usuários. Isso permite a colaboração, feedback e garante uma rápida reação e controle da rede de produção de petróleo e gás, mesmo em nível nacional.

[0062] A figura 4 mostra uma representação de alto nível de exemplo 48 de uma rede de produção de petróleo e gás em nível nacional. A rede 48 consiste em vários nós interconectados, por exemplo, nós 101 que representam um poço de petróleo, água ou gás 100, nós 104 que representam as instalações de exportação/armazenamento 150, nós 106 são sumidouros que representam um ponto de vendas como um porto ou nós 121 que representam instalações de exportação/armazenamento de petróleo e gás 150. Cada nó de alto nível pode ser estendido para mostrar os componentes e detalhes do nó em uma estrutura hierárquica. A figura 5 mostra uma estrutura hierárquica de exemplo 102 de um nó 101 que representa um poço 101. A árvore resultante 109 do nó de poço 101 contém ainda os nós 108 que representam os componentes do poço

100.

[0063] Uma representação de exemplo de um nó 108 é mostrada na figura 6. O nó 108 pode ter vários elementos, tais como entradas e saídas do nó 108. As entradas do nó podem ser coeficientes de modelo, o status real, a disponibilidade, um cronograma de operação, restrições, medições, incertezas e o modo de controle do nó 108. Com base nessas entradas, o modelo que descreve o nó 108 pode ser usado para derivar saídas como as taxas de produção em vários cenários de capacidade ao longo do tempo ou a pressão do fluido ao longo do tempo e outros parâmetros do nó individual 108. As saídas dos nós individuais 108 contribuem para o modelo de capacidade geral do ativo da rede de produção de petróleo e gás.

[0064] A figura 7 explica as tarefas para construir o modelo de capacidade integrada. Na tarefa 202 no nível do nó, um modelo de desempenho de projeto ou poço é gerado. Como entrada, um modelo de poço compreende a pressão da cabeça do poço vs taxa em uma determinada data, e as condições do poço (estrangulamento, WCT, GOR). O comportamento do reservatório 120 é capturado em modelos proxy de reservatório que são derivados de entradas de simulação numérica como taxa, WCT vs cumulativa, para determinadas condições do plano de desenvolvimento (razão de substituição de vazios (VRR) e plano de injeção), que podem ser atualizados trimestral ou anualmente. As interações entre os poços injetores e produtores são capturadas nos modelos proxy de reservatório.

[0065] Na tarefa 204, no campo ou no nível de ativo, os modelos de proxy híbrido usando física e dados são desenvolvidos e treinados. Portanto, (1) um procedimento para herdar automaticamente as propriedades do modelo de poço e IAM e para cenários predeterminados é usado, (2) um procedimento para manter o modelo ajustado e atualizado conforme novos dados estão disponíveis é usado, e (3) por um procedimento para gerar cenários ad-hoc é usado.

[0066] Na tarefa 206 em nível nacional, os modelos de ativos são integrados em um modelo de rede para a rede nacional de petróleo e gás. O modelo de rede respeita a física, os dados históricos (condições de contorno, roteamento, status do equipamento) e o status em tempo real (para medidores principais e dados históricos disponíveis). O modelo de rede nacional é usado pelo sistema de ICM 1 para gerar os perfis de produção e injeção para o país para cenários múltiplos de curto e longo prazo (base, crescimento, custo mínimo, etc.).

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema de modelagem de capacidade integrada (1) para monitorar e controlar múltiplos ativos de petróleo e gás (100, 110, 120), o sistema caracterizado pelo fato de que compreende: a. um módulo de aquisição de dados (10), capaz de adquirir dados a montante, enquanto os dados a montante podem incluir informações de histórico e previsão de características de subsuperfície e/ou configuração de poço e/ou fluido de reservatório e/ou produção e injeção a partir de múltiplos ativos de petróleo e gás; b. um módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20), capaz de simular desempenho de produção e injeção de múltiplos ativos de petróleo e gás a partir do reservatório até o ponto de entrega de vendas; c. um módulo de assimilação de dados (30), capaz de extrair características principais nos dados com o propósito de calcular a capacidade de produção de múltiplos ativos de petróleo e gás a partir dos dados a montante adquiridos e a partir do módulo de simulação (20) e para construir um modelo de capacidade de ativos do mesmo, enquanto o modelo de capacidade de ativos é um modelo híbrido que deriva a partir do potencial de produção, design capacidade, disponibilidade de produção e oportunidades para compensar um déficit de produção a curto e médio prazo, em que o modelo de capacidade de ativos é composto por modelos individuais de múltiplos ativos de petróleo e gás e para cada material relevante, ou seja, petróleo, água e gás e outros constituintes associados que incluem dióxido de carbono, nitrogênio (N2), e sulfato de hidrogênio (H2S); d. um módulo de apresentação de dados (40), capaz de apresentar todos os componentes do modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás, em que o módulo de apresentação é capaz de apresentar o modelo de capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás nos nós de uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis; e e. um módulo de distribuição de dados (50), capaz de distribuir a capacidade de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás a múltiplos usuários com o uso de múltiplos aplicativos.

2. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o módulo de apresentação de dados (40) é capaz de retrair e expandir os nós dos dados de ativos de múltiplos ativos de petróleo e gás de um nível específico no modelo de capacidade de ativos para apresentar dados de ativos mais gerais ou mais detalhados.

3. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o nó é um nó de autorretração.

4. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o nó representa um único poço de petróleo e gás (100) ou único equipamento (110, 120, 130, 140, 150), ou um grupo de poços ou equipamentos (80 – 88), ou um campo ou instalação de produção (90, 92, 94).

5. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) é ainda capaz de calcular o desempenho e a incerteza do corte de água de múltiplos ativos de petróleo e gás, e em que o módulo de apresentação de dados (40) é capaz de apresentar o desempenho e a incerteza do corte de água de múltiplos ativos de petróleo e gás em uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis.

6. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o módulo de assimilação de dados (30) é ainda capaz de calcular o desempenho e a incerteza de proporção de petróleo e gás de múltiplos ativos de petróleo e gás, e em que o módulo de apresentação de dados (40) é capaz de apresentar o desempenho e a incerteza de proporção de petróleo e gás de múltiplos ativos de petróleo e gás em uma estrutura hierárquica de uma pluralidade de níveis.

7. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que o módulo de assimilação de dados (30) utiliza os modelos híbridos que incluem uma combinação de modelos regressivos multivariados com estruturas de modelo pré-concebidas.

8. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o módulo de assimilação de dados (30) estabelece os ativos e o desempenho de nó ao selecionar os dados mais adequados simulados com base em histórico e dados físicos de produção de injeção, bem como a partir de características físicas de elementos do nó.

9. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) representa automaticamente qualquer segmento determinado da rede de produção e injeção com o uso do tipo de proxy e granularidade mais adequados.

10. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) atualiza automaticamente os parâmetros de desempenho de reservatório com o uso da variação na produção e injeção que resulta do tempo de inatividade do equipamento de superfície, em que os parâmetros de desempenho de reservatório são fornecidos ao módulo de assimilação de dados (30) sem a necessidade de recorrer ao simulador externo.

11. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) utiliza um modelo e/ou pseudocomponentes de fluido que são automaticamente estabelecidos e sintonizados para qualquer segmento (90, 92, 94) da rede de produção/injeção dos múltiplos ativos de petróleo e gás (100, 110, 120).

12. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) possui um algoritmo de nó de autorretração para modelar e representar o desempenho de produção e injeção de múltiplos ativos de petróleo e gás (100, 110, 120), como aplicável para representar a condição ou desempenho atual, capacidade atual ou projetos futuros, e em resposta ao reconhecimento algorítmico de um conjunto de condições determinado no modelo de capacidade de ativos.

13. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que o módulo de distribuição de dados (50) é capaz de operar múltiplos ativos, múltiplas companhias em operação, múltiplos produtos e modelo de rede integrada de fases para gerenciar e otimizar a utilização da capacidade atual e futura, que tem segmentos do modelo de capacidade de ativos que são operados por múltiplas partes interessadas sob diferentes acordos operacionais e termos.

14. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) identifica o(s) segmento(s) da rede de produção/injeção no(s) qual(s) o recurso ou a capacidade seriam restritos, e não altera os segmentos que não são ativamente afetados por novos projetos.

15. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que o módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20) combina uma representação proxy de segmentos da rede com algoritmos para construir topologias para representar uma nova representação atual de segmentos de rede.

16. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que o módulo de distribuição de dados (50) utiliza uma capacidade de avaliação de cenário na forma de um aplicativo para desktop ou dispositivo móvel.

17. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado pelo fato de que o módulo de distribuição de dados (50) fornece um aplicativo autônomo com conectividade online e integração de rede social limitada corporativa segura.

18. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que o módulo de distribuição de dados (50) fornece um aplicativo de negócios para dispositivos móveis, que compreende um mecanismo algorítmico que utiliza os modelos locais, inseridos a partir de cenários gerados pelo módulo de simulação de processos de subsuperfície e superfície (20), atualizações frequentes de dados de produção e injeção, e entradas a partir das interações das partes interessadas na rede social da companhia.

19. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 18, caracterizado pelo fato de que o módulo de distribuição de dados (50) levanta e rastreia medida por ações sempre que uma exceção no desempenho for detectada pelo sistema de modelo de capacidade integrada (1) ou uma produção e um alvo de injeção precisam ser alterados, para buscar por interações e aprovação a partir da colaboração remota eletrônica guiada ou rastreável entre as partes interessadas relevantes.

20. Sistema de modelagem de capacidade integrada, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 19, caracterizado pelo fato de que o módulo de distribuição de dados (50) levanta e rastreia medida por ações relacionadas aos dados e modelo de baixa qualidade, para buscar por interações e aprovações a partir da colaboração remota eletrônica guiada ou rastreável entre as partes interessadas relevantes.