BR122013023833B1

BR122013023833B1 - Método de efetuar estudos de modelo numérico

Info

Publication number: BR122013023833B1
Application number: BRBR122013023833-6A
Authority: BR
Inventors: Omer M Gurpinar; David J Rossi; Vidya B Verma; Philip W Pantella
Original assignee: Schlumberger Technology Corp
Priority date: 2000-02-22
Filing date: 2001-02-14
Publication date: 2015-06-09
Also published as: KR100756684B1; US6980940B1; NO20023904D0; KR20030014357A; US7478024B2; EP1691032A3; WO2001062603A3; BR122013023852B1; EP1691031A3; EP1679424A2; SG127743A1; EP1684096A3; BRPI0108571B1; EP1263653A4; WO2001062603A2; DE60119087D1; NO20023904L; EP1684096A2; JP4593051B2; US20070156377A1

Description

“MÉTODO DE EFETUAR ESTUDOS DE MODELO NUMÉRICO” Dividido do PI0108571-9, depositado em 14/02/2001 FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A invenção refere-se a um método conhecido como Otimização Integrada de Reservatório’ (IRO, sigla em inglês) que inclui um método de monitorar e controlar a extração de depósitos de fluido e gás de formações geológicas subterrâneas. Isto inclui um método de monitorar o estado de depósitos de fluido e gás nas formações geológicas subterrâneas e controlar a localização e uso de recursos físicos e velocidades de extração para maximizar a extração de tais depósitos das formações geológicas subterrâneas.

Durante o ciclo de vida de produção de óleo e gás extraídos de campos de reservatório em formações geológicas, certos estágios são seguidos, incluindo exploração, avaliação, desenvolvimento de reservatório, declínio de produção, e abandono do reservatório. Decisões importantes têm que ser tomadas em cada um destes estágios para alocar apropriadamente recursos e para assegurar que o reservatório atinja seu potencial de produção. Nos estágios iniciais do ciclo de vida de produção, começa-se com quase completa ignorância a respeito da distribuição de propriedades internas dentro do reservatório. A medida que o desenvolvimento continua, diversos tipos de dados de reservatório são coletados, como sísmicos, registros de poços e dados de produção. Estes dados de reservatório são combinados para formar um conhecimento evolutivo da distribuição das propriedades do reservatório em uma formação terrestre. Por conseguinte, o conhecimento destes dados de reservatório é fundamental para se tomar decisões apropriadas de gerenciamento de reservatório. Várias abordagens da técnica anterior que a indústria de óleo e gás tem usado para o gerenciamento de reservatório têm sido reportadas em números livros e artigos de jornais técnicos, como os listados na seção de Referências ao final deste relatório.

Por exemplo, no método de gerenciamento de reservatório ensinado no livro de Sátira e Thakur citado nas Referências, metas de prazo curto e longo para gerenciar um reservatório de óleo ou gás são identificados primeiramente. Uma pluralidade de dados, que é subseqüentemente coletada a respeito do reservatório, é então utilizada para desenvolver um plano de gerenciamento de reservatório, também chamado de um plano de desenvolvimento. O plano de desenvolvimento é, então, implementado pela perfuração de poços, ajuste de velocidades de produção e injeção para o reservatório, e efetuar operações de trabalhos suplementares. A medida que óleo e/ou gás é extraído do reservatório, novos dados são obtidos e as metas e planos de desenvolvimento para gerenciar o reservatório são periodicamente reavaliados para maximizar a produção de gás e/ou óleo do reservatório. A medida que o reservatório é esgotado, as metas e planos de desenvolvimento são mudados e, eventualmente, o reservatório é abandonado.

Algumas Patentes U.S. ensinam e reivindicam várias etapas no processo de localizar e desenvolver reservatórios, como, mas não de modo limitativo, coleta de dados de reservatório, como sísmicos, registros de poços e dados de produção, localização de poços, controlar a velocidade de extração de poços, e maximizar a velocidade de produção de poços individuais e do reservatório como um todo. Algumas destas patentes são descritas nos parágrafos a seguir. A Patente U.S. 5.992.519, de Ramakrishnan et al., ensina um método e hardware para monitorar e controlar uma pluralidade de poços de óleo de produção para satisfazer predeterminados critérios de produção atualizáveis. Um modelo de reservatório de óleo é usado em conjunção com uma ferramenta de simulação de reservatório de modo a determinar uma estratégia de produção pela qual o óleo é produzido de modo controlado a partir do reservatório com o uso de válvulas de fluxo. Informação recolhida resultante de ajustes nas válvulas de fluxo é usada para atualizar o modelo de reservatório. Poços de óleo são perfurados com base em uma estratégia de produção fixada e as velocidades de fluxo de fluido proveniente dos poços, ajustadas, são baseadas em uma estratégia de produção variável. A Patente U.S. 5.706.896, de Tubel et al., ensina um sistema para controlar e/ou monitorar uma pluralidade de poços de produção a partir de uma localização remota. O sistema de controle é composto de múltiplos dispositivos eletromecânicos eletronicamente controlados no interior do furo de sondagem e múltiplos sistemas de superfície baseados em computador operados a partir de múltiplos locais. O sistema provê a capacidade de predizer o futuro perfil de fluxo de múltiplos poços e monitorar e controlar o fluxo de fluido ou gás da formação para o poço perfurado, ou do poço perfurado para a superfície. O sistema de controle é também capaz de receber e transmitir dados de múltiplas localizações remotas, como no interior do furo de sondagem, para/de outras plataformas, ou de um local distante de qualquer local de poço. A Patente U.S. 5.732.776, de Tubel et al., ensina um outro sistema similar para controlar e/ou monitorar uma pluralidade de poços de produção a partir de uma localização remota. O sistema de controle de multi-zona e/ou de multi-poço é composto de múltiplos dispositivos eletromecânicos controlados eletronicamente no interior do furo de sondagem e múltiplos sistemas de superfície baseados em computador operados a partir de múltiplas localizações. Este sistema tem a capacidade de predizer o futuro perfil de fluxo de múltiplos poços e monitorar e controlar o fluxo de fluido e gás da formação para o poço perfurado, ou do poço perfurado para a superfície. Este sistema de controle é também capaz de receber e transmitir dados de múltiplas localizações remotas, como no interior do furo de sondagem, para/de outras plataformas, ou de um local distante de qualquer local de poço. A Patente U.S. 5.975.204, de Tubel et al., ensina e reivindica um sistema de controle de poço de produção no interior do furo de sondagem para controlar automaticamente ferramentas no interior do furo de sondagem em resposta a parâmetros sensoriados selecionados do interior do furo de sondagem sem um sinal de controle inicial da superfície ou de alguma outra fonte externa. A Patente U.S. 4.757.314, de Aubin et al., descreve um aparelho para controlar e monitorar uma cabeça do poço submersa em água. O sistema inclui uma pluralidade de sensores, uma pluralidade de válvulas eletromecânicas e um sistema de controle eletrônico que se comunica som os sensores e válvulas. O sistema de controle eletrônico é posicionado em um envoltório à prova de água e o envoltório à prova de água é submerso na água. Os eletrônicos localizados no envoltório submerso controlam e operam as válvulas eletromecânicas com base na entrada proveniente de sensores. Em particular, os eletrônicos no envoltório usam a capacidade de tomar decisão do microprocessador para monitorar a integridade do cabo da superfície até a cabeça do poço para automaticamente abrir ou fechar as válvulas caso uma interrupção na linha ocorra. A Patente U.S. 4.633.954, de Dixon et al., ensina um controlador de microprocessador totalmente programável que monitora parâmetros no interior do furo de sondagem, como pressão e fluxo e controla a operação de injeção e gás para o poço, a saída de fluxo de saídas do poço ou fechamento do poço para maximizar a saída do poço. Este sistema particular inclui circuitos de estado sólido energizados por batería, compreendendo um teclado, uma memória programável, um microprocessador, circuitos de controle e um mostrador de cristal líquido. A Patente U.S. 5.132.904, de Lamp, ensina um sistema similar á patente ‘954, onde o controlador inclui portas de comunicação seriais e paralelas pelas quais todas as comunicações para/de o controlador passam.

Dispositivos de mão ou computadores portáteis capazes de comunicação serial podem acessar o controlador. Um modem telefônico ou enlace de telemetria para um computador hospedeiro central também pode ser usado para permitir que diversos controladores sejam acessados remotamente. A Patente U.S. 4.969.130, de Watson et al., ensina um sistema para monitorar os conteúdos fluidos de um reservatório de petróleo, onde um modelo de reservatório é empregado para predizer o fluxo de fluido no reservatório; inclui uma verificação do modelo de reservatório pela comparação de sismogramas sintéticos com os dados sísmicos observados. Se a saída sintética predita pelo modelo concordar com os dados sísmicos observados, então, é suposto que o reservatório está sendo apropriadamente modelado. Caso contrário, o modelo de reservatório, em particular sua descrição de reservatório, é, então, atualizada até ele predizer a resposta sísmica observada. O levantamento sísmico pode ser periodicamente repetido durante a vida produtiva do reservatório e a técnica usada para atualizar o modelo de reservatório de modo a assegurar que a descrição de reservatório revista preveja as mudanças observadas nos dados sísmicos e, desse modo, reflete o estado corrente de saturações de fluido. A Patente U.S. 5.586.082, de Anderson et al., ensina um método para identificar migração de fluido subsuperficial e caminhos de drenagem no, e, entre reservatórios de óleo e gás usando formação de imagem sísmica 3-D e 4-D. Este método usa tanto levantamentos sísmicos únicos (3-D), como múltiplos levantamentos sísmicos separados no tempo (4-D) de uma região de interesse para determinar caminhos de migração de larga escala dentro de bacias sedimentares, e estrutura de drenagem de escala fina e regiões de óleo-água-gás dentro de reservatórios individuais de produção de petróleo. A Patente U.S. 5.798.982, de He et al., ensina um método para o mapeamento e quantificação de hidrocarbonetos disponíveis dentro de um reservatório, sendo útil para prospecção e hidrocarboneto e gerenciamento de reservatório.

Embora estas patentes ensinem individualmente vários aspectos associados à localização de reservatórios, localização para poços, controle da velocidade de extração de poços, e tentativas de maximizar a velocidade de produção de poços individuais e um reservatório como um todo, nenhuma das citadas acima da técnica anterior ou qualquer outra patente ou literatura sugere ou ensina integrar todas estas muitas funções em um método mais compreensivo para maximizar a produção de gás e/ou óleo de todo o reservatório.

Desse modo, há a necessidade de um método novo e mais compreensivo para gerenciar um reservatório de óleo e/ou gás com a finalidade de maximizar a produção de gás e/ou óleo de um reservatório.

Em adição, na técnica anterior, um plano de desenvolvimento seria produzido para um primeiro campo de reservatório, um operador tomaria uma decisão a partir de um número de alternativas disponível em relação ao primeiro campo de reservatório e, então, o operador implementaria um processo particular no primeiro campo de reservatório. Neste ponto, o operador focalizaria sua atenção em um segundo campo de reservatório ou uma segunda propriedade, enquanto permitindo que o primeiro campo de reservatório ou primeira propriedade seja operado por uma equipe de campo e equipe de manutenção. O primeiro campo de reservatório não recebería qualquer atenção particular por diversos anos quando as coisas começassem a dar errado neste primeiro campo de reservatório. O operador, então, focalizaria sua atenção novamente para o primeiro campo de reservatório e indagaria como a atividade resultante ou resultados obtidos do primeiro campo de reservatório ou propriedade diferia das expectativas originais do operador com respeito àquele primeiro campo de reservatório. Em adição, o operador iniciaria um estudo para descobrir o que teria acontecido com respeito ao primeiro campo de reservatório. Este processo assemelhava-se a um tipo de ‘veja e esqueça’ de interesse, refletindo apenas um interesse esporádico na propriedade do primeiro campo de reservatório.

Conseqüentemente, na investigação acima referida para obter um método novo e mais compreensivo para gerenciar um reservatório de óleo e/ou gás, há a necessidade adicional de prover um processo mais organizado, eficiente e automático para automaticamente atualizar em uma base periódica o plano de desenvolvimento original para a propriedade do primeiro campo de reservatório quando a atividade resultante ou resultados obtidos da primeira propriedade fossem inicialmente recebidos. Como resultado, um novo plano de desenvolvimento pode ser produzido para a primeira propriedade e o novo plano de desenvolvimento pode ser implementado em conexão com esta primeira propriedade seguindo a geração dos resultados ou atividade resultante da primeira propriedade.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Conseqüentemente, é um objetivo primário da presente invenção revelar um método inédito e mais compreensivo para gerenciar um reservatório de óleo ou gás.

De acordo com o objetivo primário acima da presente invenção, um método mais compreensivo para gerenciar um reservatório de óleo ou gás é revelado. O método inédito da presente invenção para gerenciar um reservatório de óleo ou gás maximizará a produção de óleo ou gás do reservatório ao trazer, juntos, os dados disponíveis de modo a efetuar uma função que ser denominada aqui como Otimização Integrada de Reservatório’, ou IRO (marca registrada de Schlumberger). O método de Otimização Integrada de Reservatório’, (IRO) da presente invenção para gerenciar um reservatório de óleo e/ou gás compreende um processo envolvendo um contínuo esforço progressivo para maximizar o valor de uma propriedade de reservatório. Este objetivo, de maximizar o valor da propriedade, é realizado pelo desenvolvimento de um plano de desenvolvimento inicial, parcialmente implementando o plano de desenvolvimento inicial, examinando um conjunto de resultados obtidos a partir da etapa de implementação, e confirmando que o conjunto de resultados concorda, de fato, com um conjunto inicial de projeções. Se os resultados concordarem com o conjunto inicial de projeções, a etapa seguinte inclui prosseguir com a implementação do plano de desenvolvimento inicial. Λ A medida que o plano de desenvolvimento inicial é implementado, uma etapa de monitorar e avaliar dia-a-dia é implementada para manter o registro e monitorar eventos que ocorram na propriedade. Como parte da implementação do plano de desenvolvimento inicial, um programa de reunião de dados e aquisição de dados é implementado de modo a gerar um novo conjunto de dados com a finalidade de ganhar tanta informação quanto possível com respeito a uma resposta da propriedade do reservatório a qualquer ação que tenha sido tomada por operadores sobre a propriedade. Um circuito fechado de retroalimentação é instalado, por meio do que o novo conjunto de dados (que foi coletado durante a etapa de coletar dados acima referida) é acessível a partes que originalmente projetaram o plano de desenvolvimento inicial para a finalidade de: (1) absorver o novo conjunto de dados nas interpretações prévias, (2) fazer qualquer nova interpretação que seja necessária e, depois, (3) modificar o plano de desenvolvimento inicial em um ‘processo progressivo e iterativo’ para produzir um outro plano de desenvolvimento. Desse modo, o ‘processo progressivo e iterativo’ inclui as etapas de: (1) desenvolver um plano de desenvolvimento inicial, (2) implementar o plano de desenvolvimento inicial, (3) refinar, pela execução de coleta de dados e aquisição de dados, de modo a adquirir novos dados em resposta à etapa de implementar, (4) tomar a desenvolver, pela execução de coleta de dados e aquisição de dados adicionais de modo a adquirir novos dados adicionais em resposta à etapa de tomar a implementar etc. Por conseguinte, o plano de desenvolvimento inicial não é descartado; ao contrário, aperfeiçoamentos são feitos ao plano de desenvolvimento inicial, uma vez que o plano de desenvolvimento inicial é mudado e modificado em resposta aos novos dados recém adquiridos. Por exemplo, o plano de desenvolvimento inicial pode ser mudado ou modificado com base em como os poços são completados, ou como muitos poços são perfurados, ou onde os poços são localizados etc. Porém, de acordo com ima característica da presente invenção, ‘diferentes tipos de dados’ são obtidos em resposta às medições feitas sobre um reservatório durante a vida útil do reservatório. Estes ‘tipos diferentes de dados’ variam de ‘um primeiro tipo de dados’, que são obtidos a partir de medições ocasionais de lapso de tempo’ feitas sobre uma base ‘não freqüente’, para um ‘segundo tipo de dados’, que são obtidos a partir de medições contínuas que são feitas em uma base ‘freqüente’ por sistemas instalados permanentemente. Na técnica anterior, o desempenho de reservatórios era monitorado unicamente em base de ‘não freqüente’ e os resultados eram usados para mudar o plano de desenvolvimento de reservatório a certos intervalos de tempo. Ao contrário, de acordo com os ensinamentos da presente invenção, o desempenho de reservatórios é monitorado e os dados são adquiridos com base em medições feitas tanto em uma base ‘freqüente’ (para poços e instalações) como em uma base menos ou ‘não freqüente’ (para a repetição de registros e medições macroscópicas do reservatório). Em adição, estes ‘tipos diferentes de dados’ também variam na cobertura espacial, desde ‘dados de monitoração local poço/superfície’ a ‘medições globais de monitoração em escala de reservatório’. Exemplos de sistemas ou equipamento que adquirem os ‘dados de monitoração local poço/superfície’ incluem: sistemas de re-entrada de registro, medidores de pressão permanentes, e sensores de avaliação de formação colocados em poços revestidos interna e extemamente. Note que velocidades de produção de poço e de superfície são ensinadas nas referências a Baker, Babour, Tubel, Johnson, e Bussear que estão listadas na seção de Referências ao final deste relatório. Exemplos de sistemas ou equipamento que adquirem ‘medições globais de monitoração em escala de reservatório’ incluem: sistemas utilizando sísmica de lapso de tempo ou 4D, sistemas envolvendo gravimetria, e sistemas envolvendo medições elétricas e acústicas leitura de profundidade/transversal ao poço, como ensinado nas referências a Pederson, Babour e He listadas na seção e Referências ao final deste relatório. Conseqüentemente, as correntes progressivas de ‘tipos diferentes de dados’, que são obtidos a partir de medições feitas sobre um reservatório durante sua vida útil, são obtidas de medições feitas durante: (i) diferentes escalas de tempo de aquisição e (2) diferentes escalas espaciais de cobertura. O método revelado na citada referência a Satter (referência 17 na seção de Referências mais abaixo) e publicações relacionadas não são inteiramente adequados, devido a estes métodos falharem em assimilar todos estes ‘tipos diferentes de dados’. O método de Otimização Integrada de Reservatório’ de acordo com a presente invenção para gerenciar um reservatório de óleo e/ou gás assimilará todos esses ‘tipos diferentes de dados’ com o propósito de otimizar o desempenho global de reservatórios de óleo e gás. Em adição ao ‘plano de desenvolvimento de reservatório’, existe um ‘plano operacional dia-a-dia’. O ‘plano de desenvolvimento de reservatório de longo prazo é atualizado continuamente em resposta aos dados adquiridos com base em ambas: (1) as medições sobre o reservatório que são feitas em base (não freqüente’ (ou seja, as medições ocasionais de lapso de tempo), e (2) as medições sobre o reservatório que são feitas em uma base !freqüente’ (ou seja, as medições contínuas feitas por sistemas instalados permanentemente). Em adição, o ‘plano operacional dia-a-dia’ é continuamente atualizado em resposta a este ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ de longo prazo. Como resultado da atualização contínua do ‘plano operacional dia-a-dia’ do ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ em resposta às duas medições mencionadas feitas em base freqüente e não freqüente; uma determinação mais precisa de ‘dois parâmetros’ é obtida: (1) a localização de depósitos subterrâneos de hidrocarboneto, e (2) a distribuição de pressão dentro das formações geológicas subterrâneas. Quando estes ‘dois parâmetros’ são otimizados, os seguintes ‘parâmetros adicionais’ também são otimizados: o número de poços, completações de poço, interferência de poço e planos de produção. Quando estes ‘parâmetros adicionais’ são otimizados, a produção de óleo e/ou gás de um reservatório de óleo ou gás é maximizada.

Conseqüentemente, é um aspecto primário ou característica da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido (como óleo) e/ou gás que assimila diversos dados tendo diferentes escalas de tempo de aquisição e escalas espaciais de cobertura para produzir iterativamente um plano de desenvolvimento de reservatório que é usado para otimizar um desempenho global do mencionado reservatório, incluindo as etapas de: (a) gerar uma caracterização de reservatório inicial, (b) a partir da caracterização de reservatório inicial, gerar um plano de desenvolvimento de reservatório inicial, (c) quando o plano de desenvolvimento de reservatório for gerado, avançar incrementalmente e gerar um programa de desembolso de capital, (d) quando o programa de desembolso de capital for gerado, monitorar um desempenho do reservatório pela aquisição de dados de monitoração de alta velocidade de um primeiro conjunto de medições de dados feitas no reservatório, (e) monitorar adicionalmente o desempenho do reservatório pela aquisição de dados de monitoração de baixa velocidade de um segundo conjunto de dados de medições feitas no reservatório, (f) assimilar, em conjunto, os mencionados dados de monitoração de alta velocidade e dados de monitoração de baixa velocidade, (g) a partir dos mencionados dados de monitoração de alta velocidade e dos mencionados dados de monitoração de baixa velocidade, determinar quando é necessário atualizar o mencionado plano de desenvolvimento de reservatório inicial para produzir um recém atualizado plano de desenvolvimento de reservatório, (h) quando necessário, atualizar o plano de desenvolvimento de reservatório inicial para produzir o recém atualizado plano de desenvolvimento de reservatório, e (i) quando o recém atualizado plano de desenvolvimento de reservatório for produzido, repetir as etapas (c) a (h), o mencionado reservatório sendo praticamente esgotado quando o recém atualizado plano de desenvolvimento de reservatório não for produzido durante a etapa (h). É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método para gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa (d) que monitora o desempenho do reservatório pela aquisição de dados de monitoração de alta velocidade inclui adicionalmente as etapas de (dl) adquirir e acumular e conferir a qualidade dos dados de monitoração de alta velocidade, (d2) usando os mencionados dados de monitoração de alta velocidade para avaliar um único poço ou uma região de diversos poços e retomar para a etapa (c), e (d3) usar os mencionados dados de monitoração de alta velocidade para avaliar um campo global ou reservatório, retomando à etapa (e) quando o plano de desenvolvimento de reservatório tiver que ser atualizado ou quando novos dados de monitoração de baixa velocidade de reservatório tiverem que ser adquiridos, e retomar para a etapa (c) quando o plano de desenvolvimento de reservatório não tiver que ser atualizado ou quando novos dados de monitoração de baixa velocidade de reservatório não tiverem que ser adquiridos. r E um outro aspecto da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa (e) que monitora o desempenho do reservatório pela aquisição de dados de monitoração de baixa velocidade inclui as etapas de: (el) determinar quando os novos dados de monitoração de baixa velocidade devem ser adquiridos via novas medições pela execução de estudo de anteprojeto de levantamento de análise de sensibilidade para determinar se as novas medições são esperadas para introduzir nova informação, (e2) adquirir os novos dados de monitoração de baixa velocidade de reservatório quando for determinado que os novos dados de monitoração de baixa velocidade de reservatório devem ser adquiridos e que as novas medições introduzirão nova informação, (e3) atualizar um modelo de reservatório quando novos dados de monitoração de baixa velocidade não tiverem que ser adquiridos via novas medições, e (e4) atualizar uma previsão de produção e uma análise econômica quando o modelo de reservatório for atualizado ou quando os dados de monitoração de baixa velocidade de reservatório forem adquiridos durante a etapa (e2). É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de gerar (a) para gerar uma caracterização de reservatório inicial inclui executar uma etapa de engenharia preliminar em paralelo com uma etapa de modelagem geológica, de modo a reconciliar as interpretações de geociência feitas usando dados estáticos durante a etapa de modelagem geológica, com as interpretações de engenharia preliminar, feitas usando dados dinâmicos ou relacionados a desempenho durante a etapa de engenharia preliminar. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de gerar (a) para gerar uma caracterização de reservatório inicial inclui adicionalmente: (al) determinar, para um campo de reservatório particular, um conjunto e estratégias de desenvolvimento e depleção, (a2) determinar um conjunto de objetivos de estudos integrados, (a3) efetuar aquisição de dados, controle de qualidade, e análise, (a4) efetuar engenharia preliminar, e (a5) efetuar modelagem geológica em paralelo com a engenharia preliminar. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de gerar (b) para gerar um plano de desenvolvimento de reservatório inicial a partir da caracterização de reservatório inicial inclui: (bl) efetuar uma etapa de estudos de modelo numérico ou estudos de modelo analítico, (b2) gerar uma previsão de produção e reservas em resposta aos estudos de modelo numérico ou estudos de modelo analítico, (b3) gerar requisitos de instalações a partir da previsão de produção e reservas, (b4) considerar aspectos ambientais em resposta às estratégias de desenvolvimento e depleção determinadas durante a etapa (al), (b5) efetuar um estudo de análise econômica e de risco enquanto levando em conta as considerações ambientais, a previsão de produção e reservas, e os requisitos de instalações, e (b6) produzir um plano de desenvolvimento otimizado em resposta e em vista da análise econômica e de risco. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (a3) para efetuar aquisição de dados, controle de qualidade, e análise inclui (a3.1) coletar um primeiro conjunto de dados relativo a um campo de reservatório particular sob estudo em um plano de estudo e, depois, coletar um conjunto de dados suplementares de fontes alternativas para suplementar o primeiro conjunto de dados se o mencionado primeiro conjunto de dados não for suficiente para produzir um banco de dados que inclua uma pluralidade de dados, (a3.2) verificar se a pluralidade de dados no banco de dados é consistente, dado a dado, produzindo, desse modo, um banco de dados verificado tendo uma pluralidade de dados, e (a3.3) verificar o mencionado plano de estudo para verificar se a mencionada pluralidade de dados no banco de dados verificado é suficiente em quantidade e qualidade, e se a mencionada pluralidade de dados não for suficiente, ajustar um escopo do mencionado plano de estudo. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (a4) para efetuar engenharia preliminar inclui: (a4.1) conhecer um ‘conjunto de propriedades de fluido’ em um modelo de propriedades de fluido de reservatório, comparar pressões de reservatório em um conjunto e dados de levantamento de pressão de reservatório quando o ‘conjunto de propriedades de fluido’ for conhecido, e ajustar as pressões de reservatório para um dado comum, produzindo, desse modo, um ‘histórico de pressão de reservatório’ corrigido que reflete a história da pressão de reservatório corrigida para um dado comum, (a4.2) gerar um ‘histórico de produção e injeção’ de poço corrigido em resposta ao conjunto de propriedades de fluido e a uma produção reportada, (a4.3) conduzir interpretações de testes de produção e pressão adaptadas para conduzir um teste de poço de um ou mais poços, medindo uma pluralidade de dados de testes de pressão e velocidade versus tempo de um ou mais poços,e interpretar os dados de teste quando o conjunto de propriedades de fluido for conhecido, (a4.4) determinar um conjunto de históricos de perfuração e completação de poço que examina onde um conjunto de poços é perfurados e como os furos são perfurados e completados, (a4.5) determinar um conjunto de oportunidades de realce de produção em resposta ao teste de poço da etapa (a4.3) e aos históricos de perfuração e completação da etapa (a4.4) para identificar que oportunidades imediatas existem para estimular um poço ou instalar uma bomba que resulte em maiores velocidades de produção, (a4.6) efetuar interpretações de balanço de volume de material e aqüífero para estimar e determinar, após extração e injeção de fluidos em uma formação, quais eram os volumes originais dos fluidos, no lugar, na formação, (a4.7) determinar uma velocidade incrementai e potencial de recuperação para estimar velocidades incrementais de óleo e recuperações potenciais de óleo associadas às oportunidades de realce de produção, (a4.8) determinar os trabalhos suplementares de completação e diretrizes de injeção adaptados para monitorar o impacto de um trabalho suplementar de completação ou plano de trabalho de injeção, gerar dados de produção adicionais, determinar se as oportunidades de realce de produção são corretas,e tomar a projetar o trabalho suplementar de completação do trabalho suplementar de completação e diretrizes de injeção em resposta ao mesmo, (a4.9) determinar, em um modelo de permeabilidade relativa e saturação de pressão capilar, as características de fluxo de óleo e gás e água quando todos existirem simultaneamente em um reservatório, (a4.10) investigar, em um único poço ou ‘modelo de setor’ de reservatório, mecanismos de reservatório específicos e o impacto produzido pelos mecanismos sobre um projeto de modelo de campo total, (a4.11) usar, em conexão com sensibilidade e mecanismo de reservatório, descrições de grade alternativas com um dos ‘modelos de setor’ e determinar qual ‘descrição de grade alternativa particular’ melhor representa um mecanismo que exista no campo de reservatório, e (a4.12) com respeito a critérios de projeto de modelo de reservatório, determinar o que tem que ser feito para projetar apropriadamente um modelo de reservatório e produzir um conjunto de ‘critérios de projeto de modelo de reservatório’ em resposta às ‘propriedades de fluido de reservatório’ e ao ‘histórico de injeção de produção’ e o ‘histórico de pressão de reservatório’ e a ‘descrição de grade alternativa particular’. r E um aspecto adicional da presente invenção revelar um método para efetuar engenharia preliminar tendo limitações que são similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima. r E um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (a5) para efetuar modelagem geológica inclui: (a5.1) determinar um modelo petrofísico preliminar representando um método de converter registros de poço em um perfil de propriedade de reservatório calculado em cada local de poço, (a5.2) determinar um modelo petrofísico final a partir de um modelo petrofísico preliminar e a mencionada engenharia preliminar, o mencionado modelo petrofísico final representando informação relativa a um conjunto de propriedades de reservatório mais detalhado dentro da mencionada textura estrutural, (a5.3) determinar um modelo geológico regional representando uma geologia regional em uma formação terrestre associada a um campo de reservatório particular e aplicar uma textura de sedimentologia e estratigrafia à mencionada formação durante análises sedimentológica e estratigráfica, (a5.4) em resposta às análises sedimentológica e estratigráfica, efetuar correlações estratigráficas detalhadas entre poços e estabelecer continuidade de horizontes geológicos através do campo do reservatório, (a5.5) efetuar uma análise geomecânica que, em associação com um conjunto de propriedades geomecânicas do reservatório, possibilita a conversão de dados medidos de tempo de sísmica em medições de profundidade e provê uma indicação de tensões de reservatório que podem ser computados a partir de propriedades geomecânicas, (a5.6) definir uma textura estrutural do reservatório em resposta à análise geomecânica e às correlações estratigráficas detalhadas, a textura estrutural do reservatório descrevendo uma forma global do reservatório, (a5.7) definir um conjunto de sumários de propriedades de poço e de intervalo em resposta ao mencionado modelo petrofísico final e a uma análise de atributo sísmico, os sumários de propriedades de poço e intervalo provendo informação sísmica possibilitando relacionar-se uma resposta sísmica a um conjunto de propriedades medidas de registros de poço, (a5.8) definir uma estrutura de reservatório e modelo de propriedade em resposta aos sumários de propriedades de poço e intervalo e à análise de atributos sísmicos e à textura estrutural, (a5.9) efetuar cálculos de volume de reservatório que provêem uma estimativa de fluidos, no lugar, no reservatório, em resposta à estrutura de reservatório e modelo de propriedade, (a5.10) comparar, em uma decisão consistente de volumes, os cálculos de volume de reservatório com um balanço de material da engenharia preliminar, e, se a etapa de comparar revelar que os volumes são consistentes, uma interpretação de geociência de que o que está a subsuperfície concorda com uma interpretação do reservatório a partir de um ponto de vista econômico, e, se a etapa de comparar revelar que os volumes não são consistentes, ajustar a mencionada interpretação de geociência ou identificar incertezas não resolvidas. É um objetivo adicional da presente invenção revelar um método para efetuar modelagem geológica tendo limitações que são similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (bl) para efetuar estudos de modelo numérico inclui: (b 1.1) definir uma distribuição de propriedades em um modelo 3 D de estrutura e propriedade, (bl.2) definir um sistema de grade em um sistema de grade de simulador 3D, (bl.3) definir um modelo de propriedade de fluido e saturação, (bl .3) definir estimativas preliminares da extensão ou tamanho de um aqüífero em um modelo de caracterização de reservatório inicial e aqüífero, (bl.4) combinar a distribuição de propriedades e o sistema de grade a o modelo de propriedade de fluido e saturação e as estimativas preliminares da extensão e/ou tamanho do aqüífero em um simulador de reservatório em 3D para definir um modelo de rocha no simulador de reservatório, (bl.5) efetuar uma conferência de consistência de volumes para determinar se há consistência nos volumes iniciais e se o sistema de grade que está superposto ao modelo de rocha é uma representação confiável de uma descrição de propriedade desenvolvida durante a etapa de modelagem geológica (a5), (bl.6) quando houver consistência nos volumes iniciais, gerar um modelo de volume corrigido, (bl.7) quando não houver consistência, uma vez que o sistema de grade falhe em reproduzir a descrição de propriedade, ajustar, em uma etapa de ajustes de propriedade em modelo, o sistema de grade, até que o sistema de grade seja uma representação confiável da descrição de propriedade, (bl.9) definir limitações de produção histórica e velocidade de injeção, (bl.10) combinar o modelo de volume corrigido com as limitações de produção histórica e velocidade de injeção para rodar, em uma resposta de modelo a uma etapa de limitações de velocidade histórica, o modelo através de um período histórico, obter um conjunto de respostas de modelo, e comparar as respostas de modelo com o desempenho medido real, (b 1.11) comparar, em uma etapa de histórico reproduzido em modelo, o desempenho de modelo com os dados históricos, para determinar se o desempenho de modelo reproduz os dados históricos, (b 1.12) se o desempenho de modelo não tiver reproduzido os dados históricos, fazer ajustes, em uma etapa de ajustes de propriedades do modelo, nas propriedades de modelo, (b 1.13) armazenar e identificar os ajustes nas propriedades de modelo como incertezas em sensibilidade e análise de risco, (b 1.14) se o desempenho de modelo não reproduzir os dados históricos após ter efetuado a etapa de fazer ajustes, e uma vez que um modelo de histórico de candidato seja criado, gerar um primeiro sinal de saída para uso por uma previsão de produção e reservas, o mencionado primeiro sinal de saída incluindo o modelo de histórico calibrado e as incertezas.

Em outro aspecto da presente invenção revelar um método para efetuar estudos de modelo numérico tendo limitações que são similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (bl) para efetuar estudos de modelo analítico inclui: (bl.l) prover dados de entrada para o estudo de modelo analítico, os mencionados dados de entrada incluindo desempenho de reservatório análogo, históricos de perfuração e completação de poço, tendências históricas de desempenho de poço, mapas de propriedade e estrutura de reservatório, e modelo de balanço de volumes de material e aqüífero, (bl.2) a partir de plotagens de tendências de produção nas tendências históricas de desempenho de poço, estabelecer um conjunto de características de declínio ou um conjunto de características de propriedade do campo de reservatório, gerando, desse modo, características de declínio de produção de poço que prevê tendências de desempenho futuro a partir de poços existentes, (bl.3) a partir de tendências históricas de desempenho de poço, mapeando, em apresentações em forma de mapa indicadores de desempenho de poço, diversos indicadores de desempenho, como volumes totais de fluidos em diferentes locais de poços, de modo a examinar que áreas de um campo de reservatório são melhores ou piores do que a média ou melhores ou piores do que seus poços companheiros em diferentes locais de poços, (bl.4) comparar, em uma decisão de conformidade, o mapa dos indicadores de desempenho nos diferentes locais de poços indicadores de qualidade de produção das exibições de mapa de indicadores de desempenho de poço com uma interpretação geológica apresentada nos mapas de propriedade e estrutura de reservatório e determinar se há alguma discordância entre o mencionado mapa e a mencionada interpretação, (bl.5) se não existir nenhuma discordância e se não houver total conformidade, identificar qualquer oportunidade potencial de poço de injeção refletindo qualquer oportunidade de perfurar qualquer poço de injeção, (bl.6) se houver discordância e houver total conformidade, determinar, em uma etapa de estimar, no lugar, balaço volumétrico de material e fluidos, como as tendências de desempenho de poço são equilibradas com estimativas de fluidos no lugar e suporte de pressão a partir de cálculos de balanço de material, (bl.7) em resposta a características de declínio de produção de poço, gerar durante a etapa de estabelecer (bl.2), identificar candidatos a trabalho suplementar e elevação artificial, (bl.8) em resposta às características de declínio de produção de poço, identificar do desempenho de poço real, em uma análise estatística de indicadores de poço, um desempenho médio esperado, (bl.9) comparar poços individuais com o mencionado desempenho médio esperado para determinar onde no campo de reservatório existem poços de desempenho superior e onde no mencionado campo de reservatório existem poços de desempenho mais pobre e, de modo responsivo, selecionar, via a mencionada etapa de oportunidade potenciais de poço de injeção, oportunidades de realçar poços perfurados existentes ou perfurar novos poços, (bl.10) em resposta às características de declínio de produção de poço e tendo estabelecido as características de declínio para os poços existentes, prever para este grupo de poços existentes, nas previsões correntes de poço de produção e reservas, tendências futuras de desempenho do campo de reservatório se nenhuma ação for tomada, (b 1.11) em resposta às características de declínio de produção de poço e aos candidatos de trabalho suplementar e elevação artificial, gerar previsões de produção incrementai, (b 1.12) em resposta às características de declínio de produção de poço e a oportunidades potenciais de poços de injeção, gerar previsões de injeção de produção e reservas representando uma previsão do que um poço extra em uma localização particular podería gerar, (b 1.13) determinar se existe conformidade entre as previsões de produção incrementai, as previsões correntes de poço de produção e reservas, as previsões de injeção de produção e reservas, e estimativas, no lugar, de balanço volumétrico de material e fluidos, (bl.14) se houver conformidade, gerar um segundo sinal de saída para uso por uma previsão de produção e reservas, o segundo sinal de saída incluindo previsões correntes de previsões de produção e reservas, previsões de produção realçada de poço,e previsões de injeção de produção e reservas, e (b 1.15) se não houver conformidade, identificar incertezas e, depois, gerar o mencionado segundo sinal de saída. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método para efetuar estudos de modelo analítico tendo limitações que são similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (b2) para efetuar uma previsão de produção e reservas em resposta a uma pluralidade de restrições e para o primeiro sinal de saída da etapa de estudos de modelo numérico que inclui o modelo de histórico calibrado, rodar um modelo em um simulador (o simulador de previsão de produção e reservas) e gerar uma previsão de produção representando o modo de um reservatório responder a um plano de desenvolvimento, o mencionado plano de desenvolvimento definindo um mecanismo representando um processo que esteja ativo no campo de reservatório, (b2.2) determinar se um plano de implementação do mecanismo ou se as restrições podem ser mudadas ou otimizadas, (b2.3) se o plano de implementação ou as restrições puderem ser mudadas ou otimizadas, mudar o plano de implementação do mecanismo ou restrições, tomara rodar o modelo no simulador, e gerar uma outra previsão de produção, (b2.4) se o plano de implementação ou as restrições não puderem ser mudadas, determinar se o mecanismo representando o processo que esteja ativo no campo de reservatório pode ser mudado, (b2.5) se o mecanismo puder ser mudado, o que representa um novo plano de desenvolvimento ou novo mecanismo, revisar um plano de implementação do novo mecanismo para criar um novo plano de implementação e tomar a rodar o modelo no simulador, gerando, desse modo, uma outra previsão de produção, (b2.6) se o novo plano de implementação ou as restrições não puderem ser mudadas ou otimizadas e se o novo mecanismo não puder ser mudado, determinar se há necessidade para rodadas de sensibilidade paramétrica, (b2.7) se houver necessidade de rodas de sensibilidade paramétrica, identificar um conjunto de incertezas, alterar uma descrição de reservatório no modelo de histórico calibrado, e repetir as etapas (b2.1)a (b2.5), (b2.8) se não houver necessidade de qualquer rodada de sensibilidade paramétrica, gerar um terceiro sinal de saída que inclui velocidades e pressões de produção de fluidos de reservatório e velocidades e pressões de injeção de fluidos total para a etapa de requisitos de instalações (b3) e um plano de desenvolvimento de reservatório para a etapa de análise econômica e de risco e um plano de desenvolvimento de reservatório para a etapa de análise econômica e de risco (b5), a etapa de requisitos de instalações (b3) respondendo àquele terceiro sinal de saída; (b2.9) em resposta à pluralidade de restrições e ao segundo sinal de saída da etapa de estudos de modelo analítico, que inclui a corrente previsão de produção e reservas do poço, as previsões de produção de poço realçadas, e as previsões de injeção de produção de reservas, efetuar na previsão de produção e reservas analítica, modelagem analítica e, responsiva à mesma, gerar uma previsão analítica para um mecanismo particular e um particular conjunto de restrições de desenvolvimento, e (b2.10) repetir as etapas (b2).,2) a (b2.8) até não haver necessidade de rodadas de sensibilidade paramétrica e gerar um quarto sinal de saída que inclui velocidades e pressões de produção de fluidos de reservatório e velocidades e pressões de injeção de fluidos total para a etapa de requisitos de instalações (b3) e um plano de desenvolvimento de reservatório para a etapa de análise econômica e de risco (b5), a etapa de requisitos de instalações (b3) respondendo a este quarto sinal de saída. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método para gerar uma previsão de produção e reservas tendo limitações similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de gerar (b3) para gerar requisitos de instalações a partir da previsão de produção e reservas inclui: (b3.) em resposta àquela porção dos terceiro e quarto sinais de saída da etapa de previsão de produção e reservas (b2) que inclui as velocidades e pressões de produção de fluidos de reservatório, estimar um primeiro conjunto de instalações que seja necessário para as velocidades e pressões de produção de fluidos de reservatório, (b3.2) determinar se um ou mais dos primeiros conjunto de instalações são necessários para o primeiro conjunto de instalações, (b3.3) se um ou mais dos primeiros conjunto de mudanças para o primeiro conjunto de instalações for necessário, fazer o mencionado primeiro conjunto de mudanças para o mencionado primeiro conjunto de instalações, o mencionado um ou mais primeiro conjunto de mudanças tendo associado a ele um custo de capital e possível custo operacional incrementai adaptado para uso pela etapa de análise econômica e de risco (b.5), (b3.4) em resposta àquela porção dos terceiro e quarto sinais de saída da etapa de previsão de produção e reservas (b2) que inclui as velocidades e pressões de injeção de fluidos total, estimar um segundo conjunto de instalações que são necessários para as velocidades e pressões de injeção de fluidos total, (b3.5) determinar se um ou mais conjunto de mudanças para o mencionado segundo conjunto de instalações, (b3.6) se o um ou mais segundo conjunto de mudanças para o segundo conjunto de instalações for necessário, fazer o mencionado segundo conjunto de mudanças para o mencionado segundo conjunto de instalações, o mencionado um ou mais segundo conjunto de mudanças tendo associado a ele um custo de capital e possível custo operacional incrementai adaptado para uso pela etapa de análise econômica e de risco (b5). É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método para gerar uma previsão de produção e reservas tendo limitações similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima. É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de considerar (b4) para considerar exigências ambientais inclui: (b4.1) considerar planos e provisões especiais de resposta de emergência, (b4.2) considerar requisitos de estudo de impacto ambiental pré-construção, (b4.3) considerar aceso interrompido e restrito a poços e instalações, e (b4.4) considerar aprovação governamental ou regulatória e provisões de auditoria. r E um aspecto adicional da presente invenção revelar um método de gerenciar um reservatório de fluido e/ou gás, onde a etapa de efetuar (b5) para efetuar uma etapa de análise econômica e de risco inclui: (b5.1) em resposta ao plano de desenvolvimento de reservatório gerado a partir da etapa de previsão de produção e reservas (b2), avaliar um conjunto de economia que está associado ao mencionado plano de desenvolvimento de reservatório pela geração, responsiva ao plano de desenvolvimento de reservatório, de um programa de produção de reservatório e um programa de injeção de reservatório e um programa de instalação e poço, (b5.2) em resposta à etapa de requisitos de instalações (b3) que inclui planos de trabalho suplementar de processamento e perfuração, gerar um modelo de custo de capital e modelo de custo operacional associado ao mesmo, (b5.3) em resposta à etapa de considerações ambientais (b4), gerar custos de projetos especiais, (b5.4) prover, em um perfil de plano econômico, um perfil econômico e um sumário de fluxo de caixa para o plano de desenvolvimento de reservatório em resposta ao programa de produção de reservatório, o programa de injeção de reservatório, o programa de instalação e poço, o modelo de custo de capital, o modelo de custo operacional, e os custos de projetos especiais, (b5.5) determinar em uma decisão de desenvolvimento e risco operacional, se há desenvolvimento e riscos operacionais significativos associados ao plano de desenvolvimento de reservatório em resposta a um conjunto de fatores de risco de reservatório, (b5.6) se houver riscos de desenvolvimento e operacional significativos associados ao plano de desenvolvimento de reservatório, fazer ajustes em um conjunto de programas de previsão de produção e retomar para a etapa (b5.4) que provê o perfil de plano econômico e o sumário de fluxo de caixa para o plano de desenvolvimento de reservatório que produz uma estimativa de custos de riscos associados, (b5.7) se não houver desenvolvimento e riscos operacionais significativos associados ao plano de desenvolvimento de reservatório, determinar se há um risco de desempenho de reservatório relativo a um caráter e natureza do reservatório que não tenha sido estabelecido dos estudos de casamento de histórico e geológicos, (b5.8) se houver um risco de desempenho de reservatório, fazer ajustes em um conjunto de programas de produção de reservatório e retomar para a etapa (b5.4), (b5.9) se não houver risco de desempenho de reservatório, determinar se há um risco ambiental, (b5.10) se houver um risco ambiental, fazer ajustes a um conjunto de programas de previsão de produção e retomar para a etapa (b5.4), (b5.11) se não houver risco ambiental, determinar se há qualquer plano de desenvolvimento alternativo que deva ser avaliado a partir de um ponto de vista econômico, (b5.12) se houver um ou mais planos de desenvolvimento alternativos que devam ser avaliados a partir de um ponto de vista econômico, repetir as etapas (b5.1) a (b5.11) para cada um de um ou mais planos de desenvolvimento alternativos e, responsivo às mesmas, gerar um ou mais correspondentes perfis econômicos associados, respectivamente, a um ou mais planos de desenvolvimento alternativos, (b5.13) se não houver um ou mais planos de desenvolvimento alternativos adicionais que devam ser avaliados, comparar cada um dos perfis econômicos associados a cada um dos planos de desenvolvimento alternativos e determinar os riscos associados a cada um dos perfis econômicos, e (b5.14) selecionar um plano de desenvolvimento particular dentre o um ou mais planos de desenvolvimento alternativos avaliados durante a etapa (b5.12), o plano de desenvolvimento particular selecionado durante a etapa de selecionar (b5.14) representando o plano de desenvolvimento otimizado produzido durante a etapa de produzir (b6). É um aspecto adicional da presente invenção revelar um método para gerar um estudo de análise econômica e de risco tendo limitações similares a uma ou mais limitações apresentadas no parágrafo acima.

Escopo adicional da aplicação da presente invenção ficará mais aparente pela descrição detalhada apresenta em seguida. Deve ser entendido, porém, que a descrição detalhada e os exemplos específicos, embora representando um modo de realização preferido da presente invenção, são dados como ilustração apenas, uma vez que várias mudanças e modificações dentro do espírito e escopo da invenção se tomarão óbvias para alguém experiente na técnica pela leitura da descrição detalhada a seguir. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Um total entendimento da presente invenção será obtido pela descrição detalhada do modo de realização preferido a seguir, e os desenhos anexos, que são dados como ilustração apenas e não têm a intenção de serem limitativos da presente invenção, e onde: A Fig. 1 ilustra um método da técnica anterior para gerenciar um reservatório de óleo ou gás; A Fig. 2 ilustra uma construção detalhada do Plano de desenvolvimento, bloco 11 da Fig. 1; A Fig. 3 ilustra uma constmção alternativa do bloco 24 do bloco do Plano de Desenvolvimento da Fig. 2; A Fig. 4 ilustra um método novo e inédito, relativo ao método da técnica anterior da Fig. 1, para gerenciar um reservatório de óleo ou gás de acordo com os ensinamentos da presente invenção; A Fig. 5 ilustra uma constmção detalhada do bloco de operar/monitorar 44 da Fig. 4; A Fig. 6 ilustra uma constmção detalhada da Assimilação & Atualização de Dados de Monitoração do Reservatório do bloco 45 da Fig. 4; A Fig. 7 inclui uma metade de topo e metade de fundo separadas por um triângulo de decisão de’ Modelo de Previsão Numérica’, a metade de topo da Fig. 7 ilustrando uma constmção detalhada da ‘Caracterização de reservatório inicial bloco 41 da Fig. 4, a metade de fundo da Fig. 7 ilustrando uma constmção detalhada do ‘Gerar Plano de Desenvolvimento de Reservatório Inicial, bloco 42 da Fig. 4; A Fig. 8 ilustra uma construção detalhada do bloco de Aquisição de Dados, QC e Análise da Fig. 7;

As Figs. 9A e 9B ilustram uma construção detalhada do bloco de Engenharia preliminar da Fig. 7;

As Figs. 10A e 10B ilustram uma construção detalhada do bloco de Modelagem Geológica da Fig. 7;

As Figs. 11A e 11B ilustram uma construção detalhada do bloco de Estudos de modelo numérico na Fig. 7;

As Figs 12A e 12B ilustram uma construção detalhada do bloco de Estudos de modelo analítico na Fig. 7;

As Figs. 13A e 13B ilustram uma construção detalhada do bloco de Previsões de produção e reservas na Fig. 7;

As Figs. 14A e 14B ilustram uma construção detalhada do bloco de Requisitos de instalações na Fig. 7;

As Figs. 15A e 15B ilustram uma construção detalhada do bloco das Considerações ambientais na Fig. 7; e As Figs. 16A e 16B ilustram uma construção detalhada do bloco de Análise econômica e de risco na Fig. 7.

DESCRIÇÃO DETALHADA DO MODO DE REALIZAÇÃO

PREFERIDO

Com referência à Fig. 1, um método da técnica anterior para gerenciar um reservatório de óleo ou gás (como ensinado por Satter e Thakur no livro citado nas Referências) é ilustrado. A Fig. 1 mostra uma seqüência de etapas chaves compreendendo gerenciamento de reservatório. Estas etapas consistem de: estabelecer estratégia 10, Plano de desenvolvimento 11, Implementar 12, Monitorar 13, Avaliar 14, plano de casamento de desempenho 16, Revisar 15, e Completar 17. cada uma destas etapas ou bloco de Fig. 1 será discutido em detalhe mais abaixo.

Estabelecer Estratégia, bloco 10 Na Fig. 1, o processo começa com a etapa de estabelecer estratégia no bloco 10, onde as estratégias ou metas de prazo curto prazo longo para gerenciar o reservatório são estabelecidas. Isto inclui rever: os elementos chaves de características de reservatório como é normalmente determinado a partir de informação de registros sísmicos, o ambiente total do reservatório, a tecnologia disponível para desenvolver o reservatório. Embora possamos não ter uma estratégia fixa, podemos, todavia, ter diversas estratégias alternativas em mente, cada uma das quais seria projetada para obter uma única meta: produzir um número particular de barris ou milhões metros cúbicos/dia de óleo ou gás de um reservatório em particular. Em adição, podemos ter um programa particular para obter as velocidades de produção acima referidas.

Plano de desenvolvimento, bloco 11 Na Fig. 1, no bloco 11 do Plano de desenvolvimento, o plano de desenvolvimento de reservatório é preparado. Isto inclui integrar diversos dados que são disponíveis a respeito do reservatório (como dados sísmicos, registros de poços, amostras de sondagens, informação geológica, dados de produção) e desenvolver um plano técnico consistente para futuro gerenciamento de reservatório. Em conexão com este bloco 11 de plano de desenvolvimento, poderiamos obter qualquer informação disponível com respeito a um recurso particular ou reservatório em avaliação, suplementando esta informação com dados disponíveis de sistemas análogos, para a finalidade de produzir um ‘Plano de desenvolvimento’ compreensivo que representa uma pano para desenvolver este recurso em particular com base na estratégia estabelecida durante o bloco 10 de ‘estabelecer estratégia’. Implementar, bloco 12 Na etapa de implementar do bloco 12, o ‘Plano de desenvolvimento’ mencionado é implementado. Esta ‘etapa de implementar’ inclui projetar e perfurar novos poços, estabelecer velocidades de fluxo, ou efetuar operações de trabalho suplementar, como vibração de cimento, acidificação, fraturamento, tratamentos por gel, e reparo tubular que são todos conhecidos na técnica. Durante a ‘etapa de implementar’, poderiamos sair para o campo e tomar qualquer ação que fosse necessária para estabelecer as instalações do processo, poços perfurados, instalação para transporte, que possibilitariam a execução de nossa estratégia.

Monitorar, hloco 13 e Avaliar, bloco 14 A medida que o Plano de desenvolvimento é praticado durante a etapa de Implementar do bloco 12, novos dados são obtidos e coletados durante a etapa de Monitorar do bloco 13, e, em seguida à etapa de coletar dados, o plano de desenvolvimento de reservatório é continuamente reavaliado durante a etapa de Avaliar do bloco 14. Sempre que um novo poço é perfurado ou sempre que algo novo é adicionado ao reservatório, mais informação é obtida com respeito às características do reservatório. A etapa de monitorar, bloco 13, é muito importante nos estágios iniciais, devido a ser o momento em que importantes decisões de investimento de capital são tomadas e quanto eficientemente seu capital pode ser suado. Durante a etapa de avaliar, bloco 14, primeiro e segundo dados obtidos durante a etapa de monitorar do bloco 13 é recebida e uma tentativa é feita para ‘unir todos os dados juntos’. Ou seja, todos os dados recebidos são assimilados e ‘unidos juntos’ com a finalidade de obter uma imagem refletindo o que o reservatório parece ou,de outro modo, determinar as características do reservatório. Por exemplo, durante a etapa de avaliar do bloco 14, indagamos: ‘como reconciliamos o desempenho de nossos poços com todas as outras informações que obtivemos de outras fontes, incluindo sísmica, perfuração de poços, engenharia de completação e testes de produtividade ?

Casamento de desempenho e plano, triângulo de decisão do bloco 16 Na Fig. 1, e quando o desempenho final do reservatório não mais conforma com o ‘Plano de desenvolvimento’, ou quando outras condições mudarem, uma decisão é tomada para retomar, via o bloco 5 de etapa de Revisar, para a etapa do Plano de desenvolvimento anterior do bloco 11, de modo a revisar e restabelecer um novo ‘Plano de desenvolvimento’ de reservatório. Como resultado, a saída ‘não’ do triângulo de decisão 16 de ‘Desempenho casa com Plano’ é tomada Mais particularmente, da etapa de Avaliar do bloco 14, o ‘plano de desenvolvimento’ original é examinado. De acordo com o Plano de desenvolvimento original, necessitamos implementar certas atividades de modo a atingir nossa estratégia de obter um primeiro número de barris por dia de um reservatório. Entretanto, o reservatório está produzindo realmente um segundo número de barris por dia do reservatório, que não é igual ao primeiro número de barris por dia. Tendo obtido um conjunto de novas informações a respeito do reservatório, como mudarmos o Plano de desenvolvimento original em vista desta nova informação ? Ou seja, quando estes novos dados ou informação são avaliados, a necessidade de um novo desenvolvimento do reservatório é determinado, o qual é diferente do desenvolvimento original apresentado no Plano de desenvolvimento original. Por conseguinte, o Plano de desenvolvimento original tem que ser revisado de modo a produzir um novo Plano de desenvolvimento para que o novo Plano de desenvolvimento possa ser reconciliado com os novos dados ou informação. Dito de outro modo, embora o próprio reservatório nunca mude, nossa interpretação do reservatório muda. Quando os primeiros três poços são perfurados no reservatório, nosso entendimento das características deste reservatório (ou seja, o que o reservatório parece) é claramente menor do que será mais tarde quando perfuramos poços adicionais e efetuamos uma variedade de testes sísmicos sobre o reservatório e obtemos dados adicionais que caracterizam o reservatório. Por conseguinte, quando dados adicionais, conhecimento e entendimento são obtidos com respeito às características do reservatório, o Plano de desenvolvimento para este reservatório tem que ser revisto, conseqüentemente.

Como resultado, na Fig. 1, a saída ‘não’ do triângulo de decisão 16 de ‘Desempenho casa com Plano’ é tomada e a etapa ‘Revisar’ do bloco 15 é implementada com a finalidade de revisar o Plano de desenvolvimento original para produzir o novo Plano de desenvolvimento. Completar, etapa 17 Mais tarde, se qualquer novo dado ou informação sendo avaliado durante a etapa de Avaliar do bloco 14 casar com o novo plano de desenvolvimento, a etapa ‘Completar’ do bloco 17 é alcançada. Ou seja, durante a etapa de completar do bloco 17, o reservatório é esgotado e, como resultado, o reservatório é eventualmente abandonado. Cada um destes bloc9s pode compreender uma quantidade considerável de trabalho e atividade. Alguns detalhes deste trabalho e atividade são encontrados na referência de Satter citada. Entretanto, fique avisado de que a etapa ‘Completar’ do bloco 17 não é alcançada até próximo ao final da vida do reservatório. Ou seja, o circuito fechado ba Fig. 1 (consistindo do triângulo de decisão 16, a etapa Revisar 15, e as outras etapas do circuito fechado incluindo blocos 11, 12, 13, 14 e 16) serão percorridos por um número múltiplo de vezes em uma base contínua por toda a vida do campo de reservatório antes de esgotar e abandonar o reservatório.

Com referência à Fig. 2, as etapas da técnica anterior no desenvolvimento do Plano de desenvolvimento de reservatório mostrado no Plano de desenvolvimento do bloco 11 da Fig. 1 são ilustradas.

Na ‘Estratégias de Desenvolvimento e Depleção’, bloco 20 na Fig. 2, as etapas de implementar uma estratégia global no desenvolvimento do Plano de desenvolvimento do reservatório são determinadas primeiro. A faceta mais importante de um Plano de desenvolvimento de reservatório são as estratégias tratando da depleção de um reservatório para maximizar a recuperação de óleo pelos métodos aplicáveis de recuperação primária, secundária e realçada que são todas bem conhecidas na técnica. Estas estratégias dependem do estágio na vida do reservatório. Quando um reservatório é primeiro descoberto, aspectos a respeito do número de poços, espaçamento de poços e métodos de recuperação são as decisões mais importantes. Uma vez que o mecanismo de depleção do reservatório seja entendido, métodos secundários e terciários precisam ser investigados e implementados se considerados necessários. Por conseguinte, as Estratégias de Desenvolvimento e Depleção do bloco 20 são enlaçadas não apenas ao tamanho do campo de reservatório, mas também a onde o campo está localizado fisicamente, a estabilidade política da região, e aspectos ambientais associados à localização do campo do reservatório.

Nas ‘Considerações ambientais’ do bloco 21 da Fig. 2, dados pertencentes ao ambiente na área onde se localiza o campo do reservatório são coletados de modo a determinar as etapas necessárias para desenvolver o Plano de desenvolvimento de reservatório. Estas ‘considerações ambientais’ incluem: (1) considerações ecológicas, e (2) qualquer regra ou regulamento de agência governamental ou regulatória federal e/ou estadual que tenha que ser satisfeito. Por exemplo, se um reservatório requerer que água seja injetada em um poço, as considerações ambientais de uma região montanhosa circundando o poço acoplada ao controle severo governamental sobre os recursos de água ao redor do poço impactariam as estratégias que são disponíveis para um campo de reservatório em particular.

Na ‘Aquisição de dados e Análise’, bloco 22 da Fig. 2, dados iniciais de reservatório são adquiridos e analisados. Estes dados iniciais de reservatório são obtidos das seguintes fontes: dados sísmicos, registros de poços, dados de testemunhos de sondagens, informação geológica a respeito do local do reservatório, análise de amostras defluido obtidas pela execução de testes de poço no reservatório, e outras informações além das geológicas e geofísicas reunidas durante a exploração na vizinhança do reservatório. Nos estágios iniciais do reservatório, os dados coletados do reservatório são suplementados por outras fontes externas. Entretanto, à medida que o plano de desenvolvimento é posto em prática, temos a oportunidade de coletar mais e mais dados de novos poços ou poços entrando em produção. Quando o Plano de desenvolvimento coincide com as taxas de produção dos poços perfurados no campo de reservatório, os dados coletados que caracterizam o campo de reservatório incluem interpretações sísmica e de perfuração de poços, medições de pressão, e dados de medição de taxa de produção. Em um certo momento, um único banco de dados tem que ser criado, contendo e armazenando todos os dados obtidos de medições feitas no reservatório sobre o tempo de vida do campo de reservatório.

Na ‘Modelagem Geológica’, bloco 23 da Fig. 2, todos os dados acima referidos, que tenham sido obtidos durante a implementação da etapa de blocos 20, 21 e 22 na Fig. 2, são integrados e combinados na ‘Modelagem Geológica’, bloco 23 na Fig. 2, de modo a criar um modelo geológico estratigráfico e estrutural do reservatório. O modelo geológico do reservatório é derivado da ‘informação’ obtida de testemunhos de sondagens e de medições sísmicas e de registros. Entretanto, esta ‘informação’ é estendida pela aplicação de conceitos conhecidos, como ambiente de deposição, seqüência estratigráfica, tectonismo e diagênese. A Modelagem Geológica do bloco 23 é procedida de modo a descrever as características do reservatório (ou seja, descrever e verificar com que parece o reservatório). Por exemplo, um petrofísico verifica os dados de análise de testemunhos de sondagem e registros de poços para interpretar propriedades, como perfis de porosidade e saturação de óleo e água, os geomecânicos verificam forças geomecânicas no reservatório, geólogos verificam amostras de testemunhos de sondagem no reservatório etc. A fase de Engenharia preliminar (ver Fig. 7) reconcilia dados de desempenho obtidos do reservatório com as características do reservatório interpretadas por um petrofísico. A intenção é produzir um modelo coerente do reservatório que acomode todas as fontes de dados disponíveis.

Nos ‘Estudos de modelo numérico’, bloco 25 da Fig. 2, o modelo geológico do reservatório preparado no bloco 23 é usado, então, nos Estudos de modelo numérico, bloco 25, de modo a preparar um modelo de fluxo numérico do reservatório que seja usado para estimar a distribuição de gás e/ou óleo no reservatório e seu potencial de recuperação. Lembre-se que um petrofísico e um geólogo e um geofísico interpretam, cada um, os dados, e cada um contribui para uma descrição do reservatório que é a base para os ‘Estudos de modelo numérico’. O petrofísico contribui com interpretações de dados de poço perfurado. O geólogo recebe estes dados de perfuração de poço, com seu conhecimento sobre ambiente de deposição e interpretações sísmicas, ele determina como estas propriedades estão distribuídas por toda uma ‘descrição tridimensional do reservatório’. Esta ‘descrição tridimensional do reservatório’ (que é, essencialmente, uma descrição de propriedades) é, então, introduzida como ‘dado de entrada’ nos ‘Estudos de modelo numérico’ do bloco 25. Os Estudos de modelo numérico do bloco 25, responsivos a esta descrição de propriedades, constrói, então, um modelo de fluxo numérico consistindo de uma pluralidade de blocos de grade que representam porções discretas do reservatório. Com efeito, um sistema de grade é sobreposto à mencionada ‘descrição tridimensional de reservatório’ (adiante, um ‘modelo’). A cada um dos blocos do sistema de grade sobreposto à ‘descrição tridimensional do reservatório’ é, depois, adjudicado um conjunto específico de propriedades para representar esta porção específica do reservatório. Os poços perfurados, que foram perfurados no reservatório, são, então, instalados no modelo. O modelo é, então, testado pela resposta a um conjunto de dados históricos do reservatório em um teste de ‘casamento de histórico’. Se o modelo estiver respondendo de modo diferente às observações no campo, devemos, então ajustar, em base iterativa, a descrição deste modelo, de modo a que o modelo reproduza, finalmente, o que ocorreu no reservatório no passado. Neste ponto, temos o ‘modelo de reservatório com histórico casão’. O ‘modelo de reservatório com histórico casado’ é, então, usado como ‘dado de entrada’para as ‘Previsões de produção e reservas’, bloco 26 da Fig. 2.

Nas ‘Previsões de produção e reservas’ do bloco 26 da Fig. 2, a partir da informação inerente no ‘modelo de reservatório de histórico casado’ do ‘Estudos de modelo numérico’ no bloco 25, futuras taxas de produção são simuladas nas ‘Previsões de produção e reservas’ do bloco 26 da Fig. 2. Simuladores numéricos de reservatório bem conhecidos de balanço de material, volumétricos, de métodos estatísticos (por exemplo, análise de curva de declínio), de composição , e outros, são algumas das ferramentas usadas para esta finalidade. A parti do ‘modelo de reservatório de histórico casado’ faça o seguinte: projete, conceitualmente, um Plano de desenvolvimento e estabeleça limitações no modelo.Tendo identificado as limitações no modelo, produza uma ‘previsão de produção’ usando o modelo onde a ‘previsão de produção’ representa um ‘desempenho de um reservatório’ sob um particular plano de depleção. Depois, verifique este ‘desempenho do reservatório ‘ que foi obtido pelo uso do modelo e, depois, determine onde este desempenho está deficiente (por exemplo, a taxa de produção total pode cair muito rapidamente). Neste ponto, dez ou doze estratégias alternativas podem existir que devam ser examinadas. Destas dez ou doze estratégias alternativas, identifique uma ou duas das mencionadas dez ou doze que se mostrem mais promissoras e focalize sobre estas uma ou duas estratégias. Depois, verifique meios de otimizar os detalhes de implementar os Planos de desenvolvimento associados a estas uma ou duas estratégias. Estas ‘previsões de produção e seus planos de investimento de capital associados’ são a base de rodar os ‘requisitos de instalações’, bloco 27 na Fig. 2.

Nos ‘requisitos de instalações’ do bloco 27 na Fig. 2, as ‘previsões de produção e planos de investimento de capital associados’ (ou seja, a informação de taxas futuras de produção) são necessários nos ‘Requisitos de instalações’ do bloco 27 para estabelecer requisitos para instalações de planta física, como, mas não de modo limitado, colunas de fluxo no interior do furo de sondagem e à superfície bombas, separadores, tratadores, e armazenamento de superfície que são necessários para produzir óleo e/ou gás do reservatório. Por conseguinte, da mencionada informação de ‘previsões de produção e investimentos de capital associados, os volumes que teremos que ser capazes de tratar são conhecidos e os níveis de pressão também são conhecidos. Como resultado, as instalações que são necessárias para estes volumes e níveis de pressão particulares também são conhecidas.

Na Otimização Econômica’, bloco 28 na Fig. 2, a informação obtida ou derivada dos blocos anteriores é analisada de modo a otimizar o futuro retomo econômico do reservatório. Ou seja, Otimização Econômica’ refere-se ao processo de decidir qual dessas estratégias de desenvolvimento melhor se adapta a nossa estratégia corporativa global para o recurso particular ou campo de reservatório. Geralmente, maior eficiência de recuperação para um dado reservatório pode ser obtida com maiores custos associados de produção para cada barril incrementai. Por conseguinte, o processo de Otimização Econômica envolve as seguintes considerações: quais são os recursos financeiros da companhia, se esta é uma propriedade central, se é uma fonte de caixa para gerar fluxo de caixa para outras propriedades, que processos satisfazem nossos requisitos de taxa de retomo mínima, qual é a sensibilidade a preços do óleo e, acoplado à Otimização Econômica, há a consideração de risco (ou seja, o que será se o volume real do reservatório for apenas de 75% do que pensamos ser o volume destes reservatório).

No ‘Plano de desenvolvimento de otimização’, bloco 29 da Fig. 2, a informação econômica otimizada do bloco 28 é expressa como um plano de desenvolvimento a ser usado para revisão e aprovação de gerenciamento e, depois, para desenvolvimento do reservatório. Um plano de desenvolvimento aprovado é, então, implementado pelo time de assentamento de campo ou de reservatório. Ou seja, tendo sido feita a análise de risco mencionada e projeções econômicas para várias alternativas de depleção, uma série de cartas são produzidas para cada caso de desenvolvimento que apresentam considerações adicionais que devem ser levadas em consideração. Por exemplo, uma destas considerações adicionais podería ser ‘maximizar seu valor líquido presente pela recuperação e produção de mesmo óleo’. Por conseguinte, estas considerações adicionais são sobrepostas às considerações referidas acima associadas à Otimização Econômica’. Neste ponto, o ‘Plano de desenvolvimento de reservatório’ está completo, e o Plano de desenvolvimento tem que ser submetido agora à aprovação gerencial.

Na ‘Aprovação Gerencial’, bloco 30 na Fig. 2, o gerenciamento revê minuciosamente e aprova o mencionado ‘Plano de desenvolvimento de reservatório’ elaborado nas etapas anteriores e o trabalho agora começa para retirar óleo ou gás do reservatório. Se mudanças ao plano de desenvolvimento de reservatório forem garantidas, as etapas previamente descritas nos blocos 20 a 28 são repetidas para derivar um Plano de desenvolvimento de reservatório revisto otimizado para nova revisão pelo gerenciamento.

Na Fig. 2,e embora as etapas de blocos 25 a 28 estejam ilustradas como sendo efetuadas seqüencialmente, pela referência de Satter, elas são, freqüentemente, efetuadas em paralelo ou iterativamente. Um exemplo disto consiste do gruo de atividades apresentado nos blocos 25 a 28 que são envoltas pelas linhas tracejadas no bloco 24 na Fig. 2. Os trabalhos de Currie, Bittencourt, Beckner, e Zakirov listados na Seção de Referências próximo ao final desta descrição detalhada descrevem uma série iterativa de etapas para executar as etapas 25 a 28.

Com referência à Fig. 3, uma construção diferente do bloco 24 da Fig. 2 é ilustrada. Na Fig. 3, o bloco 24A representa uma construção que é diferente da construção do bloco 24 na Fig. 2. Na Fig. 2, o bloco 24 ilustra um processo de cascata linear onde um bloco leva ao bloco seguinte. Entretanto, na Fig. 3, o bloco 24A ilustra um processo iterativo. Ou seja, o bloco 24A da Fig. 3 ilustra uma variante do método da técnica anterior para efetuar algumas das etapas no gerenciamento de reservatórios de óleo ou gás de uma maneira não seqüencial. As etapas não-seqüenciais no bloco 24A da Fig. 3 substituiríam as etapas seqüenciais no bloco 24 da Fig. 2.

Na Fig. 3, bloco 24A, o Modelo geológico 23 flui para o simulador de fluxo de fluido do bloco 31, que tem uma série de limitações, bloco 32, aplicada ao mesmo. Presumivelmente, o simulador de fluxo de fluido 31 foi calibrado ou casado com o histórico. Por conseguinte, o simulador de fluxo de fluido 31, tendo as limitações 32 como uma entrada, produzirá uma previsão de produção, bloco 34. A previsão de produção 34 também inclui: as instalações que tenham sido adicionadas, os poços que tenham sido perfurados, e custos de capital e operacionais associados que fluem, então, para o Pacote de Modelagem Econômica, do bloco 35. A partir do Pacote de Modelagem Econômica 35, os resultados obtidos do Pacote de Modelagem Econômico 35 são examinados, no bloco 36 de Critério de Otimização, para determinar como este caso efetuado economicamente contra nossos critérios para selecionar um processo econômico (que podería incluir o valor atual, taxa de retomo, ou uma combinação dos dois, e risco). Do Critério de Otimização do bloco 36 poderiamos propor um método de mudar no Método de Otimização do bloco 37. Certas Variáveis de Decisão, bloco 33, têm que ser levadas em consideração. Neste ponto, voltamos a entrar no Simulador de Fluxo de Fluido 31, rodamos uma nova previsão, e repetimos o processo. A Fig. 3 ilustra uma melhor apresentação das atividades que ocorrem entre a descrição geológica do reservatório e a produção resultante de um Plano de desenvolvimento em vista da descrição geológica.

Na Fig. 3, como o bloco 24 na Fig. 2, o bloco 24A tem uma entrada que origina-se do bloco 23 de Modelagem geológica, o bloco 24A provê uma saída para o bloco 29 de Plano de desenvolvimento Otimizado. O modelo geológico do reservatório, que é desenvolvido no bloco 23 de Modelagem geológica, é entrado para o bloco 31 de ‘Simulador de fluxo de fluido’, juntamente com duas outras entradas. Uma saída do bloco 31 de ‘Simulador de fluxo’ representa uma simulação calculada de fluxo do reservatório. Uma das outras entradas para o bloco 31 é informação com respeito às limitações físicas referentes ao reservatório originadas do bloco 32 de ‘Limitações’, como capacidade de fluxo de uma rede de coleta de superfície existente ou planejada. A última entrada para o bloco 31 é um conjunto de suposições a respeito de como o reservatório seria gerenciado, expresso por um conjunto de variáveis ou parâmetros de decisão no bloco 33 de ‘Variáveis de Decisão’. As ‘Variáveis de Decisão’ do bloco 33 são cenários de desenvolvimento que incluem o seguinte: detalhes a respeito de um programa de perfuração de desenvolvimento futuro (como localização de poço), o número total de poços a ser perfurado, a seqüência de perfuração, as orientações vertical-versus-horizontal, e os critérios de projeto de instalações. Os critérios de projeto de instalações incluiríam, por exemplo, o tamanho de coleta de óleo, gás e água e instalações de tratamento. A simulação de fluxo calculado do bloco 31 de ‘Simulador de fluxo’ entrada para o bloco 34 de ‘Previsão de produção e reservas’ que usa a mesma e toda a informação descrita no parágrafo antecedente dos blocos 32 e 33 para predizer previsões potenciais ou hipotéticas de produção de poço e reservatório para cada cenário de desenvolvimento. A família de previsões de produção resultante, que é sai do bloco 34, é avaliada no ‘Pacote de Modelagem Econômica’ do bloco 35. O ‘Pacote de modelagem econômica’ do bloco 35 avalia a família resultante de previsões de produção pelo uso de processos de modelagem econômica para calcular, entre outras coisas, o valor líquido atual e reservas totais economicamente recuperáveis do reservatório para cada um dos cenários de desenvolvimento. A informação de modelagem econômica deriva no bloco 35 entrada para o bloco 36 de ‘Critério de Otimização’, onde os critérios a serem usados na otimização do plano de desenvolvimento do reservatório são selecionados. No ‘Método de Otimização’ do bloco 37, um procedimento de otimização determina o melhor cenário de gerenciamento de reservatório,as correspondentes variáveis de decisão, o plano de desenvolvimento ótimo, e o conjunto de requisitos de instalações associado. Após a otimização ter sido obtida (por tantas re-iterações quantas necessárias do processamento dentro dos blocos 31 a 37), um cenário de gerenciamento de reservatório otimizado e outra informação são saídas para o bloco 29 do ‘Plano de desenvolvimento otimizado’, onde esta informação otimizada é relacionada a corresponde a um Plano de desenvolvimento. Este Plano de desenvolvimento é submetido ao gerenciamento para revisão e aprovação e, depois, é usado para todas as outras bem conhecidas atividades no desenvolvimento de um reservatório particular.

Com referência à Fig. 4, um novo e inédito método é ilustrado para gerenciar um reservatório de óleo ou gás de acordo com os ensinamentos da presente invenção. O novo e inédito método para gerenciar um reservatório de óleo ou gás como mostrado na Fig. 4 é um aperfeiçoamento ao método da técnica anterior de gerenciar um reservatório de óleo ou gás como mostrado na Fig. 1.

Na Fig. 4, passando agora a descrever a invenção, a presente invenção compreende um método inédito, descrito abaixo com referência à Fig. 4, para gerenciar um reservatório de fluido (por exemplo, óleo) ou gás. O método inédito gerencia o reservatório de fluido e/ou gás pela medição contínua, coleta e assimilação de diferentes tipos de dados obtidos de diferentes tipos de medições (adiante, ‘dados diversos’) com o propósito final de obter um melhor entendimento de um reservatório particular. Durante, e, como resultado da assimilação contínua dos mencionados ‘dados diversos’, um Plano de desenvolvimento de reservatório continuamente atualizado é produzido. O Plano de desenvolvimento de reservatório continuamente atualizado resulta em uma otimização de recursos de reservatório conforme descrito abaixo com referência às Figs. 5 a 16.

Os mencionados ‘dados diversos’ compreendem dados adquiridos a diferentes velocidades, os ‘dados diversos’ variando de ‘medições de lapso de tempo’ a ‘medições contínuas’ que produzem correntes de dados que são adquiridas com sistemas de aquisição de dados instalados de modo permanente conhecidos na técnica. Os ‘dados diversos’ variam em cobertura espacial de ‘dados de monitoração local de poço e de superfície’ a ‘medições globais de monitoração em escala de reservatório’. Exemplos de ‘dados de monitoração locais de poço e de superfície’ incluem: (1) dados produzidos durante a reentrada de registro de furo revestido, e (2) dados medidos por medidores de pressão permanentes e sensores de avaliação de formação colocados no interior e do lado de fora de poços revestidos. Estes métodos de aquisição de dados individuais de monitoração local de poço e superfície e aparelho estão ensinados em Baker, Babour, Tubel, Johnson, Bussear e outras referências citadas na Seção de Referências ao final desta descrição detalhada. Exemplos das ‘medições de monitoração global em escala de reservatório’)ou seja, as medições de monitoração de reservatório mais extensivas espacialmente) incluem: (1) sísmica de lapso de tempo ou 4D, (2) gravimetria, e (3) medições de reservatório elétricas e acústicas de leitura em profundidade e transversal ao poço. Estes métodos e parelho individuais de medição de monitoração de reservatório estão ensinados em Pedersen, Babour, He e outras referências citadas na Seção de Referências. A indústria vê-se freqüentemente às voltas com o desafio de determinar como assimilar a quantidade crescente de correntes que chegam de ‘dados diversos’ que caracterizam ou representam um reservatório. A assimilação dos ‘dados diversos’ é necessária de modo a: (1) atualizar uma estimativa de distribuição espacial das propriedades do reservatório, (2) atualizar a de saturação de hidrocarboneto e distribuição de pressão no reservatório e, então, (3) modificar os correspondentes Planos de desenvolvimento de reservatório de modo conseqüente, dentro das limitações resultantes da implementação de desenvolvimento anterior. Isto é particularmente desafiador devido à pletora de correntes de dados recebidas associadas aos ‘dados diversos’ compreender, muitas vezes, uma mistura de escalas de tempo e escalas espaciais de cobertura. As metodologias de gerenciamento de reservatório apresentadas na citada referência de Satter e outras citadas publicações e referências não são adequadas para assimilar os diferentes arranjos ordenados de ‘dados diversos’ de poço e reservatório. A Fig. 4 ilustra um bloco-diagrama geral de uma pluralidade de etapas de método de acordo com a presente invenção para assimilar sistematicamente ‘dados diversos’ (ou seja, diferentes tipos de dados medidos coletados de um reservatório particular). A assimilação sistemática dos ‘dados diversos’ é necessária para a finalidade de: () melhorar nosso entendimento do reservatório particular, (2) produzir um Plano de desenvolvimento continuamente atualizado correspondente ao reservatório particular, e (3) implementar um plano de mudança contínua dentro de limitações pré-estabelecidas para otimização de uma pluralidade de recursos associada ao reservatório particular em resposta ao Planos de desenvolvimento continuamente atualizados.

Na Fig. 4, o método inédito de otimização de reservatório mostrado na Fig. 4, para assimilar os ‘dados diversos’ tendo diferentes escalas de tempo de aquisição e escalas espaciais de cobertura, difere de modo substancial das práticas de gerenciamento de reservatório ensinadas na técnica anterior. Ou seja, de acordo com uma característica da presente invenção, o novo método de otimização de reservatório mostrado na Fig. 4 inclui execução em paralelo de assimilação de dados local (avaliação poço-regional) e global (avaliação campo-reservatório, como mostrado em detalhe na Fig. 5.

Na Fig. 1, o ‘Plano de desenvolvimento’ do bloco 11 da Fig. 1 inclui a ‘Caracterização de reservatório inicial’ do bloco 41 da Fig. 4 e o ‘Gera Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ do bloco 42 da Fig. 4.

Na Fig. 4, o processo começa com o bloco 41 de ‘caracterização de reservatório inicial’ que é operacionalmente conectado ao bloco 42 de ‘Gera Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’. Na ‘Caracterização de reservatório inicial’ do bloco 41, uma caracterização de reservatório inicial é efetuada, resultando na produção de um modelo de reservatório. A função global da ‘Caracterização de reservatório inicial’ do bloco 41é geralmente similar à função global efetuada pela ‘Aquisição e Análise de dados’, bloco 22, e ‘Modelagem Geológica’ do bloco 23 na Fig. 2. Entretanto, de acordo com uma outra característica da presente invenção, o novo e inédito método pelo qual o bloco 41 de ‘Caracterização de reservatório inicial’ efetua a caracterização de reservatório inicial está discutido em detalhe abaixo, com referência às Figs. 7, 8, 9 e 10 dos desenhos.

No bloco 42 de ‘Gerar um Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’, um Plano de desenvolvimento de reservatório inicial é produzido usando os dados adquiridos coletados. Em adição, no bloco 42, uma previsão de produção inicial e uma análise econômica inicial para o reservatório são criadas. A função global do ‘gera um Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ do bloco 42 é geralmente similar às funções globais efetuadas pelos blocos 25 a 28 na Fig. 2. Entretanto, de acordo com uma outra característica da presente invenção, o novo e inédito método pelo qual o bloco 42 de ‘Gera um Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ produz o Plano de desenvolvimento de reservatório inicial usando os dados adquiridos e cria a previsão de produção inicial e a análise econômica inicial para o reservatório é discutido em detalhe abaixo com referência às Figs. 7, 11,12, 13, 14, 15 e 16 dos desenhos.

Por conseguinte, de acordo com uma outra características da presente invenção, uma construção detalhada do bloco 41 de ‘Caracterização de reservatório inicial’ e uma construção detalhada do bloco 42 de ‘Gera Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ serão discutidas abaixo com referência às Figs. 7 a 16 dos desenhos.

Na Fig. 4, a etapa seguinte na Fig. 4 é o bloco 43 de ‘Programa de avançar incrementalmente o capital’. Esta etapa é geralmente similar à efetuada no bloco 12 ‘Implementar’ na Fig. 1 da técnica anterior, e inclui atividades como projetar, perfurar e completar poços,e implementar instalações superficiais. No ‘Programa de avançar incrementalmente o capital’ do bloco 43, não já temos completado o processo de caracterização de reservatório e gerar um plano de desenvolvimento para campo. Entretanto, verificamos que ainda há algumas incertezas não resolvidas. A medida que um reservatório envelhece e perfuramos cada vez mais poços, a quantidade de incertezas muda substancialmente. Porém, se estamos nos estágios iniciais de desenvolvimento de campo de reservatório, o Plano de desenvolvimento de reservatório será fortemente influenciado pelo sucesso da perfuração e produção dos poucos poços de desenvolvimento iniciais. Com um plano de desenvolvimento requerendo as perfuração de 60 poços, por exemplo, um orçamento inicial podería requerer apenas a perfuração de 10 desses poços. Por conseguinte, este processo requer avançar incrementalmente o desembolso de capital de acordo com o plano de desenvolvimento, mas, ao mesmo tempo. Reconhecer que poderiamos precisar ajustar este plano de desenvolvimento.

Na Fig. 4, as próximas duas etapas incluem o bloco 44 de Operar/Monitorar’ e ‘Monitorar Reservatório, Assimilação de dados & Atualização de Modelo’ do bloco 45, cada uma das quais estão expandidas nas Figs. 5 e 6, respectivamente. Na Fig. 4, pelo avanço do programa de capital no ‘Avançar Incrementalmente Programa de Capital’ do bloco 43, mais dados e mais informação são adquiridos durante a etapa de operar/monitorar no bloco 44 de Operar/Monitorar’. Em adição, a informação resultante da etapa de monitoração de reservatório e assimilação de dados e atualização de modelo no bloco de ‘Monitorar Reservatório, Assimilar dados & Atualizar Modelo’ faz o circuito de volta para a entrada do bloco 43 de ‘Avançar Incrementalmente o Programa de Capital’. Como resultado, qualquer nova interpretação que seja criada pode, subseqüentemente, afetar a velocidade pela qual continuamos a avançar nosso programa de desenvolvimento. Por exemplo, se nosso plano de desenvolvimento inicial requerer a perfuração de 10 poços mo primeiro ano em um campo de reservatório e depois mais 20 poços adicionais no segundo ano, os resultados obtidos da perfuração dos primeiros 10 poços poderíam mudar nosso plano de desenvolvimento inicial. Por exemplo, em vez de perfurar mais 20 poços adicionais no segundo ano conforme requerido pelo plano de desenvolvimento inicial, poderiamos, em vez disso, reeditar o plano de desenvolvimento para requerer a perfuração de apenas 8 dos 20 poços e, então, em adição, a rodagem de um programa de sísmica em 3D.

Em Operar/Monitorar’ do bloco 44 da Fig. 4, as operações diárias de campo são gerenciadas por um plano operacional diário que inclui a condução de operações de perfuração de poço e de superfície, como ajustes de estranguladores de poço e intervenções e operações de trabalho suplementar. O plano operacional diária é derivado da transformação do plano de desenvolvimento de reservatório de longo prazo em uma seqüência de operações diárias que satisfaçam um conjunto de indicadores chaves de desempenho. Em adição, no bloco 44, a constante monitoração do desempenho do reservatório é necessária, usando dados de monitoração de alta velocidade do bloco 62 de ‘Dados de monitoração de alta velocidade’ para determinar se o desempenho do reservatório está conforme o Plano de desenvolvimento de reservatório.

No bloco 45 de ‘Monitorar reservatório, Assimilar Dados & Atualizar Modelo’, diferente desempenho do reservatório é medido usando dados de monitoração de baixa velocidade do bloco 68 de ‘Dados de monitoração de baixa velocidade’. Os dados de monitoração de alta velocidade e dados de monitoração de baixa velocidade são ambos assimilados e usados para determinar se o modelo de reservatório deve ser atualizado. Se for decidido que o modelo de reservatório precisa ser atualizado, o modelo de reservatório é, subseqüentemente, atualizado de modo conseqüente.

Na Fig. 4, com referências aos blocos 43, 44 e 45, duas coisas podem ser notadas a respeito das metodologias inéditas descritas acima com referência aos blocos 43, 44 e 45. Primeiro, os dados coletados a velocidades muito diferentes de amostragem são tratados diferentemente. Dados adquiridos obtidos a uma velocidade rápida de amostragem (ou seja, dados de monitoração de alta velocidade 62), como os provenientes de medires de pressão permanentes de interior do furo de sondagem e de superfície, sensores de temperatura, e dispositivos de velocidade de fluxo, são tratados diferentemente do que os dados adquiridos obtidos a velocidades mais baixas de amostragem (ou seja, os dados de monitoração de baixa velocidade 68), como sísmica de lapso de tempo. Em segundo lugar, os dados adquiridos com graus muito diferentes de cobertura espacial são tratados diferentemente. Ou seja, dados adquiridos relacionados ao sistema de despacho de hidrocarboneto de interior do poço perfurado e de superfície (por exemplo, dados de pressão e produção) são tratados diferentemente dos dados adquiridos que estão relacionados ao processo de drenagem do reservatório (por exemplo, sísmica de lapso de tempo, gravimetria, dados elétricos de reservatório por sonda de profundidade).

As etapas do método efetuado pelos blocos 43, 44 e 45 são uma expansão inédita das etapas efetuadas no bloco 12 de ‘Implementar’, bloco 13 de ‘Monitorar’ e bloco 14 de ‘Avaliar’ na Fig. 1, de acordo com o ensinamento da presente invenção.

Na técnica anterior, o desempenho do reservatório é monitorado, mas os dados adquiridos são assimilados na descrição de modelo e planos de desenvolvimento em uma base não-freqüente para mudar um plano de desenvolvimento de longo prazo. A partir do plano de desenvolvimento de longo prazo, mudanças no equipamento e velocidades de bombeamento são feitas apenas em uma base mensal, trimestral, semestral ou de menor freqüência. Ao contrário, de acordo com o ensinamento da presente invenção, o desempenho do reservatórios é monitorado não só em uma base não-freqüente para fornecer dados de monitoração de baixa velocidade (bloco 68 da Fig. 4), mas também em uma base freqüente para fornecer dados de monitoração de alta velocidade (bloco 62 da Fig. 4).

Na Fig. 6, há tanto um Plano de desenvolvimento de reservatório como um Plano operacional diário. Ambos os dados de monitoração de alta velocidade e dados de monitoração de baixa velocidade são usados para atualizar continuamente o Plano de desenvolvimento de reservatório na ‘Atualizar previsões de produção e análise econômica’ do bloco 66 da Fig. 6 e ‘Atualizar Plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 67 da Fig. 6, e a partir do Plano de desenvolvimento atualizado, o Plano operacional diário também é continuamente atualizado. O resultado é um método mais compreensivo para melhor maximizar a produção de gás e/ou óleo de um reservatório. Exemplos de fontes de dados de monitoração de alta velocidade, bloco 62, e dados de monitoração de baixa velocidade, bloco 68, estão detalhadas acima.

Com referência às Figs. 5 e 6, iniciando pela Fig. 5, as etapas do método são efetuadas no bloco 44 de Operar/Monitorar’ da Fig. 4 são discutidas abaixo com referência à Fig. 5. Em adição, na Fig. 6, as etapas do método efetuadas no bloco 45 de ‘Monitorar reservatório, Assimilar dados & Atualizar Modelo’, na Fig. 4, são discutidas abaixo com referência à Fig. 6.

Na Fig. 5, expansão mãos detalhada das etapas do método representadas em Operar/Monitorar’ do bloco 44 da Fig. 4 está ilustrada. Há quatro etapas principais do método compreendendo Operar/Monitorar’ do bloco 44 como mostrado na Fig. 5. Estas etapas estão mostradas como blocos 51,52, 53 e 47.

Na Fig. 5, a primeira etapa principal em Operar/Monitorar’ do bloco 44 é a de ‘Conjunto chave de indicadores de desempenho & plano operacional diário’ do bloco 51. Indicadores chaves de desempenho podem incluir, por exemplo, alvos para despacho de óleo e/ou gás por poço individual ou conjuntos de poços, e a rede de tubulação de superfície para o ponto de despacho.

Na Fig. 5, a segunda etapa principal em Operar/Monitorar do bloco 44 é, freqüente e periodicamente (por exemplo, diária ou semanalmente) rever os indicadores chaves de desempenho e definir e atualizar o plano operacional diário associado, como representado pelo ‘Plano de Revisão’ do bloco 52. Os indicadores chaves de desempenho são periodicamente verificados para determinar se, ou não, eles estão sendo satisfeitos, ou seja, para determinar se ou não as velocidades correntes de produção de hidrocarboneto do reservatório estão satisfazendo os níveis planejados de produção. Caso negativo, o plano operacional diário é atualizado (por exemplo, para intervir e corrigir problemas de produção limitando a produção de um ou mais poços) e o ciclo é, então, repetido. O plano operacional diário é derivado da transformação do Plano de desenvolvimento de reservatório em uma seqüência de operações diárias projetadas para satisfazer o conjunto de indicadores chaves de desempenho definido nos ‘Conjunto de indicadores chaves de desempenho...’ do bloco 51. O plano operacional diário pode incluir, por exemplo, (a) operações de trabalho suplementar de acidificar ou fraturar para realçar a produtividade do poço, (vibração de cimento, injeção de cimento, ou reperfuração para alterar a conectividade do poço perfurado com diferentes camadas do reservatório, (c) balancear velocidades de tomada de injeção de 5 ou 9 pontos para melhorar a drenagem, (d) ajustar a velocidade de fluxo no interior do furo de sondagem, e/ou (e) ajuste na cabeça do poço e à superfície do sistema de coleta, com sistemas de completação inteligentes que compreendem um conjunto de dispositivos de controle de fluxo embutidos na completação de poço.

Estas técnicas individuais (a)-(d) são ensinadas nas referências da técnica anterior citadas, como a de Tubel, listadas na Seção de Referências ao final desta descrição detalhada.

Na Fig. 5, a terceira etapa principal em Operar/Monitorar’ do bloco 44 é executar continuamente o plano operacional corrente diário emendado como representado em ‘Executar Plano’ do bloco 53 e extrair hidrocarbonetos do reservatório de uma maneira otimizada.

Na Fig. 5, a quarta etapa principal em Operar/Monitorar’ do bloco 44 é monitorar os dados de despacho de poço e assimilar os dados obtidos pelas etapas efetuadas em ‘Monitorar poço, Assimilação de dados’ do bloco 47. De modo a assegurar que os indicadores chaves de desempenho de curto prazo estão sendo satisfeitos, e ajustar o plano operacional diário para satisfazer os indicadores chaves de desempenho de prazo curto, dados de velocidade de despacho de óleo e/ou gás de diferentes poços no reservatório são monitorados por tipos de aparelhos de monitoração bem conhecidos na técnica. Os dado são, então, processados em ‘ Monitorar, Assimilação de dados’ do bloco 47 para determinar se os indicadores chaves de desempenho de curto prazo estão sendo satisfeitos e para ajustar o plano operacional diário, se necessário, para satisfazer aqueles indicadores chaves de desempenho. Para fazer isto, dados de monitoração de alta velocidade dos poços (ver ‘Dados de monitoração de alta velocidade’ do bloco 62) são primeiro adquiridos, acumulados e verificados em qualidade em ‘Adquire & Acumula Dados, QC’ do bloco 54 na Fig. 5. Os ‘dados de monitoração de alta velocidade’ são, tipicamente, leituras de pressões de poço ou de superfície e velocidades de fluxo de óleo-gás-água de cada poço, que são medidas usando medidores de pressão, sensores de pressão, dispositivos de velocidade de fluxo e separadores bem conhecidos. Os dados de ‘monitoração de alta velocidade’ são usados em dois modos muito diferentes no processo executado em ‘Monitorar poço, Assimilação de dados’ do bloco 47. Estes dois usos diferentes estão descritos nos parágrafos a seguir para cada um de: (a) a avaliação de um poço ‘localizado’ ou único, ou regional/diversos poços em uma área no bloco 55 de ‘ Avaliação de Poço-Regional’; e (b) a avaliação de um campo ou reservatório global em ‘Avaliação Campo-Reservatório’ do bloco 58.

Na Fig. 5, a etapa de avaliação de um poço único ou regional/diversos poços é efetuada em ‘Avaliação de Poço-Regional’ do bloco 55. Para efetuar esta etapa no processo, as tendências nos dados de monitoração de alta velocidade acumuladas e verificadas são, primeiro, geradas e, depois, revistas no contexto do desempenho do poço único ou regional/diversos poços do bloco 56. Isto inclui, por exemplo, uma revisão de pressões de fluxo em fundo de poço e à superfície, velocidades de fluxo de multifase etc., que são usadas para indicar o grau que o poço único ou diversos poços está satisfazendo de produção potencial. Estes dados provêem várias informações de diagnóstico, incluindo a erupção de água e/ou gás nas zonas de produção de óleo, declínio de pressão diferencial em diferentes camadas, e acúmulo de crosta que impede a movimentação do fluido na vizinhança do poço perfurado. Incluída também nesta avaliação está a análise de dados provenientes de sensores in situ de avaliação de formação do reservatório no interior e exterior de revestimentos de poços, como um arranjo ordenado de eletrodos de resistividade elétrica para monitorar a movimentação da água da formação por trás do revestimento do poço. Estes arranjos ordenados de resistividade elétrica são ensinados na citada referência a Babour.

Na Fig. 5, o modelo de produção de poço único ou regional/diversos poços é, então, verificado e/ou atualizado em ‘Verificar/Atualizar Modelo e Plano de poço-regional’ do bloco 57. O modelo de poço ou reservatório local é atualizado para incluir as últimas medições de distribuição de saturação de óleo, gás e água ao redor do poço, bem como, melhor entendimento do fator de crosta no poço perfurado, armazenamento e arquitetura de conectividade evidenciada pelo declínio irregular de pressão.

Na Fig. 5, a etapa de avaliação de um campo ou reservatório global é efetuada em ‘Rever tendências e Desempenho de Campo-Reservatório’ do bloco 59. Para efetuar esta etapa no processo, tendências nos dados de alta velocidade de ‘Dados de monitoração de alta velocidade’ do bloco 62 são primeiro gerados e depois revistos no contexto do desempenho de campo ou reservatório e, ‘Rever tendências e Desempenho de Campo-Reservatório do bloco 59. Isto inclui pressões de fechamento de fundo de poço e de superfície e/ou respostas de testes de transientes, velocidade de multifase etc., que indicam o grau pelo qual o reservatório ou um setor do reservatório está drenando durante produção.

Na Fig. 5, o modelo global de campo ou reservatório é, então, verificado em ‘Verificar/Atualizar Modelo de Campo-Reservatório’ do bloco 60. Discrepâncias entre o modelo global de campo-reservatório e o desempenho do reservatório no campo podem ser observadas, como por exemplo, diferentes dispositivos de saturação e/ou diferentes distribuições de pressão através do reservatório e/ou entre as zonas do reservatório, sugerindo que o modelo de reservatório e/ou o plano de desenvolvimento de reservatório devem ser atualizados.

Na Fig. 5, com base nos resultados da avaliação em ‘Avaliar Campo-Reservatório’ do bloco 58, pode ser decidido atualizar o Plano de desenvolvimento de reservatório e/ou considerar adquirir dados de monitoração de baixa velocidade adicionais. Isto é feito e, ‘Atualizar Plano de desenvolvimento de reservatório ou Considerar adquirir dados de monitoração de reservatório’ do triângulo de decisão 61 na Fig. 5. O plano de desenvolvimento de reservatório pode precisar ser modificado, por exemplo, se pressões forem determinadas como em declínio de uma maneira irregular através do reservatório, sugestivo de falha selante com um compartimento de reservatório não drenado que requer perfuração para injeção adicional. Ou, dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade adicionais novos podem ser considerados se um tempo suficiente tiver decorrido desde que os últimos dados de monitoração de reservatório (por exemplo, sísmica de lapso de tempo) foram adquiridos, e um outro levantamento é necessário. Se a decisão for a de atualizar o Plano de desenvolvimento de reservatório ou de considerar a aquisição de novos dados de monitoração de reservatório, o processo passa para ‘Monitorar Reservatório, Assimilação de dados & Atualizar Modelo’ do bloco 45 na Fig. 4, cuja(s) etapa(s) detalhada(s) são descritas com referência à Fig. 6. Se a decisão for não atualizar o Plano de desenvolvimento de reservatório ou considerar adquirir novos dados de monitoração de reservatório, o processo passa para ‘Avançar Incrementalmente o Programa de Capital’ do bloco 43 na Fig. 4.

Conforme ilustrado na Fig. 4, os resultados produzidos de Operar/Monitorar do bloco 44 podem continuar a fazer o circuito de volta par a entrada de ‘Avançar Incrementalmente o Programa de Capital’ do bloco 43 para ser reprocessado no mesmo, antes de ser novamente processado e, Operar/Monitorar’ do bloco44, onde a etapa de ‘Conjunto de indicadores chaves de desempenho’ do bloco 51 da Fig. 5 é refeita para assegurar que as metas operacionais de gerenciamento de reservatório de curo prazo foram satisfeitas. Quando for afirmativamente decidido atualizar o Plano de desenvolvimento de reservatório ou considerar adquirir novos dados de monitoração de reservatório no bloco de decisão 61 da Fig. 5, o processo move-se para a menos freqüente atividade de atualizar de baixa velocidade (por exemplo, mensal ou anualmente) mostrada como etapas múltiplas no ‘Monitorar reservatório, Assimilar dados & Atualizar Modelo’ do bloco 45 na Fig. 4, cujas etapas detalhadas são aqui descritas com referência à Fig. 6.

Na Fig. 6, a entrada para as etapas de processo de análise mostradas na Fig. 6 ocorrem sob duas circunstâncias. Ou os dados de monitoração de alta velocidade de reservatório do bloco 62 e processados nos blocos 54 e 58 na Fig. 5 indicaram que o modelo de reservatório e o respectivo Plano de desenvolvimento de reservatório precisam de modificações, ou é apropriado considerar a aquisição de novos dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade. Conseqüentemente, uma decisão é tomada em ‘Considerar Novos dados’ no triângulo de decisão 49 de se, ou não, considerar aquisição de novos dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade (não-ffeqüentes), Estes dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade incluem, por exemplo, sísmica de lapso de tempo, repetir dados de furo de sondagem através de revestimento como perfis sísmicos verticais de leitura de profundidade, gravimetria, formação de imagem sônica, e medições de monitoração através de furo ou leitura de profundidade por trás do revestimento, como resistividade elétrica. Como mencionado anteriormente, medições de resistividade elétrica estão descritas na referência de Babour citada.

Na Fig. 6, se a decisão feita em ‘Considerar Novos dados’ do triângulo de decisão 49 for ‘Sim’, a primeira etapa é efetuar um estudo em ‘ Análise de Sensibilidade, Pré-projeto de levantamento’ do bloco 69. os objetivos das etapas de processo no bloco 69 são, primeiro assegurar, antes de despender recursos desenvolvendo e executando uma operação de monitorar reservatório, que as medições são esperadas para trazer a informação necessária. Em particular, um sistema de monitoração de reservatório por lapso de tempo é numericamente simulado de modo a predizer que medições de sensor seriam hipoteticamente providas por um tal sistema se ele fosse implementado. Esta etapa permite que o usuário identifique se ou não o sinal esperado é suficientemente grande para ser detectado e tem o potencial para prover os benefícios antecipados. O segundo objetivo no bloco 69 da Fig. 6 é usar os mesmos procedimentos de modelagem numérica de monitoração de reservatório para otimizar o projeto do hardware de sensor de monitoração e sistema de aquisição de dados.

Na Fig. 6, com base no ‘levantamento de análise de sensibilidade e pré-projeto de levantamento’ no bloco 69, uma decisão é tomada, no triângulo de decisão 63 de ‘Prosseguir’, se ou não prosseguir com a coleta e análise de dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade. Se a decisão for ‘Não’ no triângulo de decisão 63 de ‘Prosseguir’ o processo leva para ‘avançar incrementalmente programa de capital’ do bloco 43 na Fig. 4. Se a decisão for ‘SIM’ no triângulo de decisão 63 de ‘Prosseguir’, o processo leva para o bloco intitulado ‘QC, Processa, Interpretação Direta’ do bloco 64, onde a aquisição dos novos dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade, como sísmica de lapso de tempo ou medições elétricas de profundidade, é conferida, processada e implementada Para ser usada com esta finalidade, uma entrada apara esta etapa são os dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade (não-freqüentes) de ‘Dados de monitoração de baixa velocidade’ do bloco 68. Mais particularmente, no bloco 64, os dados de monitoração de reservatório de baixa velocidade são, primeiro, conferidos em qualidade, processados e diretamente interpretados. Para dados sísmicos, esta atividade é similar a atividade de processamento tradicional de sísmica de 3D. Para medições de arranjo ordenado de resistividade elétrica, esta atividade é um processamento direto dos dados elétricos, por exemplo, por métodos de inversão numérica. Sob condições favoráveis, o produto desta etapa é um ‘instantâneo’ ou uma vista da parte sondada do reservatório no período de tempo de aquisição de dados. Esta vista do reservatório pode prover informação a respeito de padrões ou distribuição espacial de fluidos no reservatório, como óleo, água e gás. A etapa de interpretação direta no bloco 64 da Fig. 6 pode requerer o uso de informação existente de modelo de reservatório, por exemplo, o modelo desenvolvido durante a caracterização em ‘Caracterização de reservatório inicial’ no bloco 41 na Fig. 4, ou um modelo atualizado de uma atividade iterativa anterior em ‘Atualizar Modelo de reservatório e Incertezas’ do bloco 65 na Fig. 6.

Na Fig. 6, em certos casos, o resultado da etapa de interpretação direta no bloco 64 da Fig. 6 é auto-suficiente para determinar oportunidades de realçar a drenagem do reservatório, por exemplo, identificando, através de sísmica de lapso de tempo, um bloco de falha que não tenha sido drenado, ou identificando, através de mapeamento elétrico de lapso de tempo, uma camada com óleo não deslocado. Neste caso, o processo pode prosseguir diretamente para as etapas efetuadas em ‘Atualizar previsões de produção e análise econômica’ do bloco 66 da Fig. 6 onde uma análise econômica para justificar o investimento é efetuada antes do Plano de desenvolvimento de reservatório ser atualizado e, ‘Atualizar Plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 67, de modo a incorporar planos apropriados, por exemplo, perfurar poço(s) adicionais para drenar um bloco de falha.

Em outros casos, tratamento mais avançado dos dados de ‘Dados de monitoração de baixa velocidade’ do bloco 68 é necessário para atualizar o modelo para a distribuição de propriedades do reservatório e as incertezas associadas e, ‘Atualizar Modelo de reservatório e Incertezas’ do bloco 65. Este pode ser o caso em reservatórios muito heterogêneos ou reservatórios nos quais mais de uma propriedade esteja variando em um momento e tipos de medições de múltiplos dados sejam adquiridos. Isto está descrito na referência citada de ‘Yu’. Nesse caso, e, ‘Atualizar Modelo dé reservatório e Incertezas’ do bloco 65, os dados de monitoração de baixa velocidade processados de ‘Qc, Processo, Interpretação Direta’ do bloco 64 são combinados com todas as ouras informações disponíveis do reservatório, incluindo ‘ dados de monitoração de alta velocidade’ do bloco 62 na Fig. 5. A atividade em ‘Atualizar Modelo de reservatório...’ do bloco 65, de atualizar o modelo de reservatório e incertezas associadas, pode, altemativamente, ser entrada diretamente do triângulo de decisão 49 de ‘Considerar Novos Dados’, conforme mostrado. O modelo de simulador de fluxo de fluido é alterado para reproduzir os dados de produção de reservatório adquiridos pelo casamento de histórico como ensinado nas referências citadas de Guerillot, Stein e Wason. O grau de incerteza nos parâmetros de simulador de reservatório é re-computado para considerar as novas medições de reservatório.

Na Fig. 6, o modelo de reservatório atualizado e informação de incertezas produzidos de ‘Atualizar Modelo de reservatório...’ do bloco 65 são usados para recomputar previsões de produção e, ‘ Atualizar previsão de produção e Análise econômica’ do bloco 66 na Fig. 4, e o Plano de desenvolvimento de reservatório é, então, atualizado em ‘Atualizar Plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 67. Os detalhes deste procedimento são similares ao processo previamente descrito com referência á Fig. 3.

Nas Figs. 4 e 6, o ‘produto’ de ‘Atualizar Plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 67 na Fig. 6 é como se segue: um Plano de desenvolvimento de reservatório periodicamente atualizado e descrição do desempenho de reservatório, incertezas e previsões de produção futuras. Conforme mostrado na Fig. 4, a saída do bloco 67 da Fig. 6 continua a circular de volta para a entrada do ‘avançar incrementalmente programa de capital’ do bloco 43 de modo a continuar a executar a etapa de ‘avançar incrementalmente programa de capital’ no bloco 43 e a etapa de ‘Opera/Monitorar no bloco 44.

Desse modo, diferente de qualquer coisa conhecida ou ensinada na técnica anterior, ‘dados diversos’, tendo diferentes escalas de tempo de aquisição escalas espaciais de cobertura, são sistematicamente assimilados para melhor entendimento do reservatório, o que, desse modo, assegura um Plano de desenvolvimento de reservatório continuamente atualizado para uma otimização progressiva dos recursos de reservatório. Com referência à Fig. 7, uma construção detalhada da ‘Caracterização de reservatório inicial ’ do bloco 41 da Fig. 4, e uma construção detalhada de ‘Gerar Plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ do bloco 42 da Fig. 4 são ilustradas.

Na Fig. 7, de acordo com uma outra característica da presente invenção, o ‘plano de desenvolvimento’ do bloco 11 da Fig. 1 inclui a ‘caracterização de reservatório inicial’ do bloco 41, que descreve o reservatório, o triângulo de decisão 70 de modelo de previsão numérica’, e ‘gerar plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ do bloco 42, que gera um plano de desenvolvimento (tendo em mente as características especiais deste reservatório) que provê a melhor oportunidade para explorar o recurso no reservatório. A ‘caracterização de reservatório inicial’ do bloco 41 da f 4 inclui os seguintes blocos: bloco 41a de ‘estratégias de desenvolvimento e depleção’, 41b de ‘objetivos de estudo integrado’, 41c de ‘aquisição de dados, QC, e análise’, 41d de ‘engenharia preliminar’, e 41e de ‘modelagem geológica’. As saídas da ‘engenharia preliminar’ 41 d e a ‘modelagem geológica’ do bloco 41e são providas como entradas para ‘modelo de previsão numérica’ do triângulo de decisão 70. A saída de ‘modelo de previsão numérica’ do triângulo de decisão 70é conectada operacionalmente a ‘gerar plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ do bloco 42. ‘Gerar plano de desenvolvimento de reservatório inicial’ do bloco 42 da Fig. 4 inclui os seguintes blocos: os ‘estudos de modelo numérico’ do bloco 42a, e os ‘estudos de modelo analítico’ do bloco 42b, cada um dos quais é conectado às saídas do ‘modelo de previsão numérica’ do triângulo de decisão 70, a ‘previsão de produção e reservas’ do bloco 42c, ‘Considerações ambientais’ do bloco 42d, os ‘Requisitos de instalações’ do bloco 42e, a ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f, e o ‘plano de desenvolvimento otimizado’ do bloco 42g.

Nas Figs. 2 e 7, lembre-se que a Fig. 2 representa um método da técnica anterior para desenvolver um plano de desenvolvimento e a Fig. 7 representa um método de acordo com a presente invenção para desenvolver um plano de desenvolvimento. Comparando as Figs. 2 e 7, de acordo com uma outra característica da presente invenção, é evidente que as seguintes diferenças existem entre a Fig. 7 e a Fig. 2.

Na Fig. 7, em ‘Caracterização de reservatório inicial’ do bloco 41, a ‘Engenharia preliminar’ do bloco 41d está sendo efetuada em paralelo com a ‘Modelagem geológica’ 41 e de modo a determinar uma interpretação unificada do que se parece realmente o reservatório. Ou seja, o bloco 41d está sendo efetuado em paralelo com o bloco 41e, usando dados dinâmicos (desempenho de poço, velocidades de produção e injeção, pressão de reservatório) em um esforço para verificar as interpretações feitas pelo grupo de geociência baseadas em dados estáticos (ou seja, medições feitas em um ponto específico no tempo a partir de registros de poços, sísmica). Ou seja, na Fig. 7, o bloco 41d está sendo efetuado em paralelo com o bloco 41e (antes de criamos a primeira versão do simulador numérico) de modo a reconciliar as interpretações de geociência feitas usando dados estáticos com as interpretações de engenharia preliminar usando dados relativos a desempenho ou dinâmicos. Isto é diferente da técnica anterior mostrada na Fig. 2, devido a, na Fig. 2, na maioria dos casos, a técnica anterior ser conduzida de um modo de passos lineares; ou seja, a modelagem geológica era feita em uma seqüência específica antes de passar esta interpretação para os engenheiros de reservatório para seus ajustes.

Na Fig. 7, a ‘Engenharia preliminar’ do bloco 41d e a ‘Modelagem geológica’ do bloco 41 e são entradas para um triângulo de decisão 70 intitulado ‘Modelo de Previsão Numérica ? O triângulo de decisão 70 indaga: quero usar uma abordagem científica rigorosa para construir um simulador numérico para gerar uma previsão de produção (a saída ‘SIM’ do triângulo), ou quero usar vários métodos analíticos normais (ou seja, análise de curva de declínio etc.) para gerar a previsão de produção (a saída ‘NÃO’ do triângulo 70) ? Este triângulo de decisão reconhece que, para certo planejamento de desenvolvimento de campo em algumas localizações, dependendo do estágio de desenvolvimento no momento, podemos não passar por um processo total de simulação para produzir um plano de desenvolvimento. Para um recurso que seja muito menor em tamanho para o qual tenhamos dados limitados, podemos verificar que há um campo vizinho que foi explorado 15 anos atrás tendo uma porção de dados de desempenho e o que temos que fazer é produzir um plano de desenvolvimento que acomode o tipo de desempenho visto no campo vizinho. Em vez de passarmos pelo processo estendido de construir um simulador estendido para rodar uma previsão, podemos rever o campo vizinho, ver como os poços neste campo se comportaram, fazer certos ajustes que reconheçam o caráter exclusivo de nossa descrição geológica em comparação ao campo vizinho, determinar previsões de produção (usando análise de engenharia básica) para vários cenários de desenvolvimento e, a partir destas previsões, determinar análises econômicas e selecionar a melhor dentre elas. Desse modo, este é um modo alternativo de determinar uma previsão de produção e reservas sem passar por todo o processo de modelagem numérica.

Na Fig. 7,a saída ‘sim’ do triângulo de decisão 70 é entrada para ‘estudos de modelo numérico’ do bloco 42a e a saída ‘não’ do triângulo de decisão 70 é entrada para ‘estudos de modelo analítico’ do bloco 42b. Em qualquer caso, quando as etapas no bloco 42a (os estudos numéricos) ou o bloco 42b (os estudos analíticos) são efetuados, a previsão de produção e reservas em ‘Previsão de produção e reservas’ do bloco 42c será gerada.

Nas Figs, 2 e 7, referindo-se inicialmente à Fig. 2, note que as ‘considerações ambientais’ do bloco 21 na Fig. 2 fica localizada entre o bloco 20 de ‘Estratégias de desenvolvimento e depleção’ e o bloco 2 de ‘Aquisição e Análise de dados’; entretanto, na Fig. 7, as ‘considerações ambientais’ do bloco 42d fica localizado entre o bloco 41a de ‘Estratégias de desenvolvimento e depleção’ e o bloco 42f de ‘análise econômica e de risco’. De um ponto-de-vista qualitativo, na Fig. 2, é correto colocar o bloco 21 de ‘considerações ambientais’ entre o bloco 20 de ‘Estratégias de desenvolvimento e depleção’ e o bloco 22 de ‘aquisição e análise de dados’ devido as considerações ambientais poderem funcionar como um filtro ao determinarmos que estratégias das ‘Estratégias de desenvolvimento e depleção 20’ adotar. Entretanto, na Fig. 7, a parte maior do impacto das considerações ambientais em ‘Considerações ambientais’ do bloco 42d é sobre a ‘Análise econômica e de risco’ (do bloco 4af) do mecanismo de depleção preferido. Ou seja, na Fig. 7, as ‘considerações ambientais’ 42d têm um impacto sobre a otimização econômica (ou seja, análise econômica e de risco) 42f devido aos bários planos de depleção associados a um projeto particular poder ter várias considerações ambientais associadas aos mesmos.

Na Fig. 7, note que as ‘previsões de produção e reservas’ do bloco 42c tem duas saídas. Uma saída vai diretamente para o bloco 42f de ‘Análise econômica e de risco’ para cálculos de lucro, devido à previsão de produção e reservas 42c ser a base para calcular fluxos de caixa em nossa corrente de lucro. A outra saída vai para o bloco 42e de ‘Requisitos de instalações’, devido a previsão de produção e reservas 42c impor demandas sobre investimento de capital para as instalações (ou seja, que tipo de instalação precisamos que esteja relacionada ao futuro investimento de capital). Uma saída do bloco 42 e de ‘Requisitos de instalações’ vai para o bloco 42f de ‘Análise econômica e de risco’, quando definimos o tamanho e espécies de instalações que precisamos, o tamanho/espécies das instalações necessárias representarão nossa estimativa de investimento de capital que é requerido pela ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f. I. Caracterização de reservatório inicial, bloco 41 na Fig. 7 A. Objetivos de estudo integrado, bloco 41b Na Fig. 7, começando pelo bloco 41 intitulado ‘Caracterização de reservatório inicial’, o primeiro bloco que é conectado a ‘estratégias de desenvolvimento e depleção’ do bloco 41a é Objetivos de estudo integrado’ do bloco 41b. Em conexão com Objetivos de estudo integrado’ do bloco 41b, após temos determinado qual alternativa nossa de ‘estratégias de desenvolvimento e depleção’ 41a é para um campo de reservatório específico, mas antes de começarmos a coletar dados, temos, primeiro, que determinar os objetivos e o escopo do estudo que iremos efetuar. Ou seja, nossas diferentes necessidades e a disponibilidade de dados necessários irão, em conjunto, impactar quais de nossos objetivos e expectativas serão para o estudo que estamos perto de efetuar. B. Aquisição de dados. Controle de Qualidade (OC) e Análise, bloco 41c Com referência à Fig. 8, uma constmção detalhada de Aquisição de dados, Controle de Qualidade (QC) e Análise, bloco 4leda Fig. 7 está ilustrada.

Nas Figs. 2, 7 e 8, ‘Aquisição de dados, Controle de Qualidade (QC) e Análise, bloco 41c da Fig. 7 corresponde ao bloco 22 de ‘Aquisição e análise de dados’ na Fig. 2. Entretanto, na Fig. 8, a construção detalhada de ‘Aquisição de dados, Controle de Qualidade (QC) e Análise’, bloco 41c da Fig. 7 é nova e inédita e a construção detalhada mostrada na Fig. 8 apresenta uma terceira nova e inédita característica da presente invenção.

Na Fig. 8, agora que os objetivos e expectativas para o estudo foram determinadas via o bloco 41b de Objetivos de estudo integrado’, é importante assegurar que todas as fontes de dados necessários estão disponíveis. A ia fonte de dados são registros de poços e medições sísmicas sobre o campo para o qual estamos conduzindo o plano de desenvolvimento; ou seja, temos de reunir todos os dados que encontramos para um campo de reservatório particular em estudo. Desse modo, o bloco ‘dados de campo em Meio Digital ou Papel’ 41cl representa todos esses dados, incluindo registros de poços dados sísmicos que tenham sido coletados para este campo de reservatório particular em estudo. Depois, em conexão com ‘ Verificação de Suficiência’ do triângulo de decisão 41c2 da Fig. 8, devemos indagar ‘são estes dados suficientes para o que temos em mente no estudo para satisfazer seus objetivos ? Se os dados não forem suficientes, a saída ‘não’ do triângulo de decisão 41c2 leva a ‘Dados e Fontes de Informação Suplementares’ do bloco 41c3. No bloco 41c3, procuramos por dados suplementares de fontes alternativas (como campos companheiros, formações similares e/ou práticas operacionais similares) e, depois, suplementamos nossos dados específicos de campo com fontes externas. Quando os dados coletados durante o bloco 41 cl são combinados com os dados suplementares coletados durante o bloco 41c3, o resultado é um ‘Banco de dados digital de projeto unificado’, bloco 41c4. Por outro lado, se os dados coletados durante o bloco 41 cl forem suficientes, a saída do triângulo de decisão 41c2 será ‘sim’ e os resultado será o ‘Banco de dados digital de projeto unificado’. Este banco de dados constitui tudo que antecipamos como necessário para satisfazer nossos objetivos, alguns de nosso campo, e alguns de fontes de literatura.

Na Fig. 8, como mencionado previamente, a construção detalhada de ‘Aquisição de dados, QC, e Análise’ do bloco 41c da Fig. 7, conforme mostrado na Fig. 8, é nova e inédita e aquela construção detalhada mostrada na Fig. 8 apresenta uma terceira nova e inédita característica da presente invenção. Por exemplo, na Fig. 8, a etapa de ‘dados e fontes de informação suplementares’ apresentada no bloco 41c3 é acreditada como sendo nova e inédita e, portanto, dados e fontes de informação suplementares’ do bloco 41c3 na Fig. 8 constitui uma outra característica da presente invenção.

Na Fig. 8, agora que o ‘banco de dados digital de projeto unificado’ foi criado, será necessário iniciar verificando se as várias peças de informação são consistentes uma com a outra, como apresentado em ‘Verificação de consistência’ do triângulo de decisão 41c5 na Fig. 8. Por exemplo, podemos ter coletado amostras de fluido de reservatório do reservatório por diferentes técnicas e de diferentes localizações de poço, e termos sujeitado as mesmas a uma série de testes de laboratório. Entretanto, os testes de laboratório deram resultados diferentes. Qual será o certo, ou estão todos certos ? Progredimos através deste processo para identificar os valores básicos que iremos usar em nossos cálculos futuros, e identificamos, ao mesmo tempo as incertezas associadas a algumas destas propriedades. Por conseguinte, na Fig. 8, as ‘Incertezas para Análise de sensibilidade e risco’ do bloco 41c6 identificarão aquelas incertezas. Por exemplo, as incertezas poderíam ser o fato de não sabermos exatamente as propriedades do fluido, o fator do volume, ou o conteúdo de gás. Retemos estas incertezas que podem ser tratadas mais tarde durante a calibração do modelo ou fase de casar histórico, ou, talvez, mais tarde, durante a previsão de produção. Quando todas as conferências de consistência são executadas (via bloco 41c5) sobre todas nossa fontes de dados de entrada, e termos reconciliado as mesmas ou escolhido valores básicos ou identificado faixas de erro (que precisamos tratar), temos agora produzido um ‘Banco de dados digital de projeto verificado’ bloco 41c7 na Fig. 8. Neste ponto, em conexão com nosso conceito original do plano de estudo para tratar dos objetivos, temos que questionar se podemos ainda realizar a tarefa razoavelmente bem, dado a quantidade, qualidade e quantidade de dados que temos, ou devemos modificar o plano de estudo, ou devemos fazer algo diferente no estudo para acomodar uma falta ou excesso de dados. Desse modo, na Fig. 8, em conexão com o triângulo de decisão ‘Verificação de Plano de Estudo’, bloco 41c8, se o plano de estudo original ainda permanecer válido, tomar a saída ‘sim’ do triângulo de decisão 41c8 e sair fora para começar o trabalho de ‘engenharia preliminar’ 41d e de ‘Modelagem geológica’ 41e. Entretanto, se o plano de estudo original não permanecer válido (ajustes serem necessários), tomar a saída ‘não’ do triângulo de decisão 41c8 e entrar no bloco 41c9 na Fig. 8, intitulado ‘Escopo de projeto necessário ou Mudanças de fluxo de trabalho’. No bloco 41c9, iniciamos por identificar as mudanças propostas que têm que ser adicionadas ou incorporadas ao escopo do estudo, e, sabendo aquelas mudanças propostas para o escopo de estudo, começarmos a análise técnica com as mudanças ajustadas ao escopo de estudo. C. Engenharia preliminar, bloco 41 d Com referência às Figs. 9A e 9B, uma construção detalhada de ‘Engenharia preliminar do bloco 41d das Figs. 7 e 8 está ilustrada. A construção detalhada de ‘Engenharia preliminar’ do bloco 41d das Figs. 7 e 8, como mostrada nas Figs. 9A e 9B, é nova e inédita a construção detalhada mostrada nas Figs. 9A e 9B apresenta uma quarta nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 9A e 9B, os dados básicos e informação saindo de estudos de ‘Engenharia preliminar’ do bloco 41d nas Figs. 9A e 9B são: (1) ‘banco de dados de produção e injeção de campo’ do bloco 41 dl, (2) testes de laboratório ou estimativas de propriedades de fluidos de reservatório no ‘modelo de propriedades de fluido de reservatório’ do bloco 41d2, e (3) medições de pressão de reservatório que tenham sido tomadas quando os poços foram primeiro completados e periodicamente após nos ‘dados de levantamento de pressão de reservatório’ do bloco 41d3. Os dados acima referidos nos blocos 41 dl, 41d2, e 41d3 precisam ser manipulados ou ajustados de modo a fazermos os subseqüentes cálculos de engenharia. Por exemplo, a produção do campo do bloco 41 dl será registrada a partir de medições sobre tanques ou medidores. As propriedades de fluido do reservatório do bloco 41d2 têm que produzir vazios de reservatório consistentes na formação para cada unidade de produção medida à superfície. Em conexão com o ‘modelo de propriedades de fluido de reservatório’ do bloco 41d2 em associação com ‘dados de levantamento de pressão de reservatório’ do bloco 41d3, quando comparando pressões de reservatório (ver ‘dados de levantamento de pressão de reservatório’ do bloco 41d3), elas têm que ser ajustadas a um dado. Por conseguinte, temos que conhecer as propriedades de fluido (ver ‘modelo de propriedades de fluido de reservatório’ do bloco 41d2) de modo a calcular os gradientes de pressão no reservatório e fazer o ajuste apropriadamente para um dado comum. Por conseguinte, com respeito a ‘dados de levantamento de pressão de reservatório’ do bloco 41d3, quando fazemos ajustes tendo em mente as propriedades de fluido de reservatório, o resultado do ‘histórico de pressão de reservatório corrigido’ do bloco 41d4, que reflete o histórico da pressão de reservatório corrigida para algum dado. Em adição, tomando as propriedades do reservatório no ‘modelo de propriedades de fluido de reservatório’ do bloco 41d2 em combinação com a produção de campo reportada em ‘ banco de dados de produção e injeção de campo’ do bloco 41 dl, o resultado é um histórico de produção de poço corrigida no ‘histórico de produção e injeção de poço corrigido’ do bloco 41d5. Em conexão com as ‘interpretações de teste de produção e pressão’ do bloco 41 dó, ao instalar equipamento de teste em um poço para medir sua capacidade de produção ou a pressão estática de reservatório na vizinhança do poço, conduziremos um teste de poço e coletaremos dados de pressão e velocidade versus tempo por um período de poucas horas a um par de semanas. Neste caso, temos que importar dados de propriedades de fluido de reservatório do ‘modelo de propriedades de fluido de reservatório’ do bloco 41d2 para possibilitar uma interpretação dos dados de teste. Como resultado, a saída de ‘interpretações de teste de produção e pressão’ do bloco 41 dó serve de entrada para ‘oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7. Ou seja, a análise do teste de poço, que é a saída de ‘interpretações de teste de produção e pressão’ do bloco 41 dó, dará uma idéia (quando estes resultados de análise são comparados com as velocidades de produção reportadas) se este poço está se comportando de acordo com nossas expectativas. Uma outra entrada para ‘oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7 (que identifica oportunidades para realçar a produção) provém de ‘históricos de perfuração e completação de poço’ do bloco 41d8 que examina onde os poços foram perfurados e como os poços foram perfurados e completados. Por conseguinte, pela tentativa de reunir onde os poços foram perfurados, como eles foram completados, quais são os resultados dos testes e a natureza básica do reservatório, podemos identificar que oportunidades imediatas temos (em ‘oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7) para estimular um poço ou instalar uma bomba que resulte em maiores velocidades de produção. Com referência agora a ‘interpretações de volume de balanço de material & aqüífero do bloco 41d9, o histórico de pressão de reservatório ajustado a um dado comum do bloco 41d4 e o histórico de produção e injeção do bloco 41d5 podem prover entradas duplas para ‘interpretações de volume de balanço de material & aqüífero do bloco 41d9. O bloco 41d9 representa uma reconciliação de balanço de material dos fluido no lugar; ou seja, o bloco 41d8 9 é usado para estimar e determinar (após extração e injeção de fluidos na formação) quais eram os volumes originais de fluido no lugar na formação. Aqueles volumes, produzidos de ‘balanço de material...’ do bloco 41d9 servem, então, como entrada para ‘volumes consistentes’ do triângulo de decisão 41dl0 de modo a prover uma conferência dos cálculos das interpretações geológicas que são produzidas da ‘modelagem geológica’ do bloco 41e. Os cálculos a partir das interpretações geológicas do bloco 41 e representam que interpretações geológicas pensam que sejam os fluidos no lugar na formação. Ainda com referência às Figs. 9A/9B, note que os ‘históricos de perfuração e completação de poço’ do bloco 41d8 provê uma entrada para ‘oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7 (como discutido previamente); entretanto, tanto ‘históricos de perfuração e completação de poço’ do bloco 41d8, como ‘oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7provêem uma entrada para ‘velocidade incrementai e potencial de recuperação’ do bloco 41 dl 1. O bloco 41 dl 1 tenta estimar velocidade incrementai de óleo e recuperações de óleo potenciais associadas às oportunidades de realce de produção em ‘oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7, após ter reconciliado os dados de teste com práticas de perfuração e completação. Por exemplo, devemos recuperar 100 mil barris extras de óleo do poço. Tendo identificado o potencial incrementai, e verificado que é vantajoso prosseguir nesta atividade particular de ‘potencial de velocidade e recuperação incrementai’ do bloco 41dll, a saída do bloco 41dll provê uma entrada para ‘trabalho suplementar, e diretrizes de injeção’ do bloco 41dl2. No bloco 41dl2, monitoramos o impacto de um trabalho suplementar de completação ou plano de trabalho de injeção e, tendo monitorado este impacto, dados de produção adicional são gerados em cujo ponto voltamos para ‘ oportunidades de realce de produção’ do bloco 41d7 para determinar se nossa estimativa de oportunidade de realce de produção estava correta, ou se precisa de ajuste, e, se ele precisar de ajuste, o trabalho suplementar de completação de ‘trabalho suplementar de completação.’ do bloco 41dl2 seria reprojetado. Com referência agora a ‘critérios de projeto de modelo de reservatório’ do bloco 41dl3, uma ‘pluralidade de entradas’ para o bloco 41 dl3 está sendo provida, cada uma dessas entradas tendo um impacto sobre ‘critérios de projeto de modelo de reservatório’. O bloco 41 dl3 (critérios de projeto de modelo de reservatório) determina o que tem que ser feito para projetar adequadamente o modelo de reservatório. Por exemplo, a pluralidade de entradas’ para o bloco 41 dl3 inclui o seguinte: precisamos considerar as propriedades de fluido do reservatório 41d2, o histórico de produção e injeção do bloco 41d5 que porta alguma restrição sobre como projetamos o modelo de campo, o histórico de pressão de reservatório do bloco 41d4 corrigido para um dado comum que terá um impacto sobre os critérios de projeto, a reconciliação dos volumes entre balanço de material e modelagem geológica do bloco 41dl0, e as incertezas que deixamos quando estes volumes não são exatamente balanceados da ‘incertezas de análise de sensibilidade/risco’ do bloco 41 dl4 (por exemplo, está errado o comportamento da pressão ?). Estas incertezas devem ser examinadas com o modelo e têm um impacto sobre os critérios de projeto nos ‘critérios de projeto de modelo de reservatório’ do bloco 41 dl3. Com referência agora ao bloco 41 dl5 intitulado ‘modelo de pressão (saturação) de permeabilidade relativa e capilaridade’, em localizações no reservatório onde óleo, água e gás podem existir todos simultaneamente, quais são as características de fluxo de cada um ?. Se estivermos deslocando óleo com gás ou água, quais são as características de deslocamento? O bloco 41 dl5 definirá aquelas características de fluxo e características de deslocamento. Em conexão com ‘modelos de poço único ou de setor de reservatório’ do bloco 41 dl6, as propriedades de fluido do reservatório do bloco 41d2, a permeabilidade relativa do bloco 41 dl5, e as descrições geológicas do bloco 41e chegam todas juntas nos ‘modelos de poço único ou de setor de reservatório’ do bloco 41 dl6 que representam modelos preliminares. Se consideramos um ‘modelo completo e campo’ como algo que se estende sobre todo o campo, os “modelos de poço único ou de setor de reservatório’ investigarão mecanismos de reservatório específicos e o impactos que estes mecanismos têm sobre o projeto de modelo de campo completo. Por esta razão, uma saída do ‘modelo de poço único ou de setor de reservatório’ do bloco 41 dl6 flui para a ‘sensibilidade de mecanismo de reservatório’ do bloco 41 dl7 onde poderiamos usar descrições de grade alternativas com um destes ‘modelos de setor’ do bloco 41 dl6 e determinarmos qual descrição de grade alternativa faz um melhor trabalho de representar o mecanismo que esperamos ter no campo. A saída de ‘sensibilidade de mecanismo de reservatório’ do bloco 41 dl7 é uma entrada pata ‘critérios de projeto de modelo de reservatório’ do bloco 41dl3. Em conexão com o bloco 41 dl 8 intitulado ‘critérios de grade de modelo de campo e pseudofunções’, alguns mecanismos exigirão um projeto de grade muito detalhado de modo a representar confiavelmente múltiplos fluidos fluindo ao mesmo tempo. Em reservatórios muito grandes, se nossos estudos de modelo de setor disser que precisamos de blocos de grade muito pequenos e se tivermos um reservatório muito grande, o tamanho do modelo era muito grande para usar em qualquer sistema de computador. Uma abordagem foi tomar estes modelos de setor e ajustar as funções básicas de fluxo de permeabilidade relativa para utilizar determinadas assim chamadas ‘pseudofunções ’. D. Modelagem geológica, bloco 41e.

Com referência às figuras 10A e 10B, uma construção detalhada da ‘Modelagem geológica’ do bloco 41e das Figs. 7 e 8 está ilustrada. A construção detalhada da ‘Modelagem geológica’ do bloco 41e da Figs. 7 e 8, como mostrada nas Figs. 10A e 10B, é nova e inédita e a construção detalhada mostrada ns Figs 10A e 10B apresenta uma nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 10A e 10B, um reservatório particular é localizados em uma bacia particular e há uma geologia regional particular associada à formação nesta bacia nesta área do mundo. Conseqüentemente, começamos comum ‘modelo geológico regional’ no bloco 41 el que nos fornece uma variedade de características. Este modelo no bloco 41 el é o ponto de partida do qual desenvolvemos uma descrição mais específica e detalhada do reservatório para o qual estamos tentando produzir um plano de desenvolvimento. No ‘modelo petrofísico preliminar’ do bloco 41e2, este modelo 41e2 é geralmente baseado em registros de poços. Por conseguinte, o ‘modelo petrofísico preliminar’ 41e2 é um modo de converter registros de poços, amostras de testemunhos de sondagem, e, possivelmente, testemunhos de sondagem especiais para um perfil de propriedade de reservatório calculada em cada local de poço. Desse modo, para cada metro de profundidade que é atravessado por um poço perfurado particular, uma pluralidade de dados, medições, como densidade de formação, resistividade, radioatividade, velocidade sonora e outros parâmetros, podem ser processados com técnicas conhecidas para fornecer propriedades de reservatório (como porosidade, saturação de hidrocarboneto, e o tipo de rocha) para entrada no ‘modelo petrofísico preliminar 41e2. Nas Figs. 10A e 10B, uma nova característica de ‘modelagem geológica’ do bloco 41 e nas Figs 10A e 10B refere-se a uma nova conexão 72 entre a ‘engenharia preliminar’ do bloco 41d na Fig. 10A e o ‘modelo petrofísico final’ 41e3. Há a necessidade de levar os resultados da engenharia preliminar do bloco 41 d, via a nova conexão 72, para verificar vários aspectos do modelo geológico. Esta calibração do modelo petrofísico é necessária, por exemplo, quando distinguindo a diferença entre saturação de água e saturação de óleo no reservatório. Desse modo, há uma entrada dos estudos de engenharia no ‘modelo petrofísico preliminar’ 41e2 para chegar a um ‘modelo petrofísico final’ 41e3. Em conexão com as ‘análises sedimentológica & estratigráfica’ do bloco 41e4, o ‘modelo geológico’ 41e nas Figs. 10A/10B porta com ele uma certa textura de sedimentologia e estratigrafia que os geólogos aplicariam à formação em um sentido qualitativo. Em adição, em conexão com as ‘correlações estratigráficas detalhadas’ do bloco 41e5, tendo uma entrada proveniente de ‘’análises sedimentológica e estratigráfica’ do bloco 41e4, possibilita que os geólogos efetuem correlações estratigráficas detalhadas entre poços e estabeleçam uma continuidade de horizontes geológicos através do reservatório. Em conexão com as ‘interpretações geofísica’ do bloco 41e6 havería também uma entrada do bloco ‘interpretações geofísicas’ para identificar, em ‘correlações estratigráficas detalhadas’ do bloco 41e5, aquelas correlações estruturais através do reservatório. Em conexão com ‘análise geomecânica’ do bloco 41e7, análise geomecânica e propriedades geomecânicas da rocha possibilitam a conversão de dados de tempo medido de sísmica em medições de profundidade. Em adição, dá também uma indicação de tensões de reservatório que podem ser computadas a partir de propriedades geomecânicas, as tensões de reservatório possibilitando interpretarmos se ou não podemos esperar encontrar falhamento e fraturamento no reservatório. Por conseguinte, a ‘análise geomecânica’ do bloco 41e7 provê uma entrada para as ‘interpretações geofísicas’ 41e6 também. Em conexão com a ‘armação estrutural’do bloco 41e8, a ‘armação estrutural’ do bloco 41e8 descreve a ‘forma global’ do reservatório. Eím exemplo de ‘forma global’ de um reservatório é se ou não o reservatório é ‘falhado ? A armação estrutural’ do bloco 41e8 (e, em particular a poções estrutural de topo e de base da ‘armação estrutural’) responde a uma ‘pluralidade de entradas’ que define m uma armação geral para reservatório, e esta ‘pluralidade de entradas’ consiste da ‘análise geomecânica’ do bloco 41e7, as ‘interpretações geofísicas’ do bloco 41e6 e as ‘correlações estratigráficas detalhadas’ do bloco 41e5. Em conexão com os ‘sumários de propriedades de poço e intervalo’ do bloco 41e9, informação relativa a um ‘conjunto de propriedades mais detalhadas de reservatório’ dentro da ‘armação estrutural’ do bloco 41e8 é desenvolvida a partir da análise petrofísica em poços perfurados individuais (‘modelo petrofisico finaPdo bloco 41e3) e as correlações geológicas (‘correlações estratigráficas detalhadas’, bloco 41e5) provenientes de estratigrafia e sedimentologia (‘análises sedimentológica e estratigráfica’, bloco 41e4) e perfis de poços perfurados. A referida ‘informação relativa a um conjunto de propriedades de reservatório mais detalhadas’ será provida como uma entrada a ‘sumários de propriedades de poço e intervalo’ do bloco 41e9. A análise de atributo sísmico do bloco 41el0 provê informação sísmica que possibilita relacionarmos uma resposta sísmica (originada de porções do reservatório que ficam localizadas entre os poços perfurados) a um conjunto de propriedades medidas de uma pluralidade de registros de poços (obtidos de medições no próprio poço). Isto estabelece uma guia de como distribuir as propriedades de reservatório em locais entre poços perfurados onde dados de poços não existam. Os ‘sumários de propriedades de poço e intervalo’ do bloco 41e9e a ‘análise de atributo sísmico’ do bloco 41el0 e a armação estrutural’ do bloco 41e8 vêm todas juntas como entradas para o ‘modelo de estrutura e propriedade de reservatório’do bloco 41ell. Tendo sido definidas todas estas propriedades no espaço tridimensional (posição, volume de vazio ou porosidade), estas propriedades podem ser usadas para computar, de um ponto-de-vista geológico, uma estimativa dos fluidos, no lugar, no reservatório. Este cálculo, chamado de ‘cálculo volumétrico’ e efetuado em ‘cálculos de volume de reservatório’do bloco 41el2 da Fig. 10, é entrada proveniente de ‘cálculos de volume de reservatório’ do bloco 41el2 para ‘volumes consistentes’ do bloco 41el3. Uma oura linha 41el4 de ‘engenharia preliminar’ 41d é também entrada em ‘volume consistente’ do bloco 41el3. No bloco 41el3 de ‘volumes consistentes’, o citado ‘cálculo volumétrico’ está sujeito a uma conferência de consistência pela comparação de ‘cálculo volumétrico’ com o ‘balanço de material’ de ‘engenharia preliminar’41d. na conferência de consistência, se os volumes forem consistentes, a interpretação de geociência do que está sob o terreno no reservatório concorda com nossa interpretação do reservatório de um ponto de vista de desempenho e, como resultado, podemos agora prosseguir para desenvolver um sistema de previsão de produção. Se eles não forem consistentes, um ajuste em um caso ou outro pode ser feito, em ‘ajustes evidentes’ do bloco 41el5. Ou seja, as interpretações geológicas podem ser ajustadas para se obter uma melhor concordância. Se não pudermos fazer nenhum ajuste, as incertezas são identificadas como sendo não resolvidas neste ponto, em ‘incertezas na análise de sensibilidade/risco’ do bloco 41el6. Essas incertezas podem ser tratadas com um estudo de sensibilidade no modelo de previsão, ou em uma análise de risco durante os estudos econômicos. II. Gerar Plano de desenvolvimento de reservatório inicial, bloco 42 nas Figs. 4 e 7 A. Estudos de modelo numérico, bloco 42a Com referência às Figs. 11A e 11B, uma construção detalhada de ‘Estudos de modelo numérico’ do bloco 42a da Fig. 7 é ilustrada. A construção detalhada dos ‘Estudos de modelo numérico’ bloco 42a da Fig. 7, como mostrado nas Figs. 11A e 11B, é nova e inédita e a construção detalhada mostrada nas Figs. 11A e 11B apresenta uma sexta nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 11A e 11B, após fazer a engenharia preliminar e a descrição do reservatório a partir de um ponto de vista geológico, entramos no ‘modelo de previsão numérico’ do triângulo de decisão 70 para decidirmos se fazemos estudos numéricos 42a ou estudos analíticos 42b. Durante esta parte do processo, ‘estudos de modelo numérico’ 42a ou os ‘estudos de modelo numérico’ 42b da Fig. 7 será efetuado. Focalizando inicialmente nos ‘estudos de modelo numérico’ do bloco 42a na Fig. 11A/11B, um estudo de modelo numérico ocorrería em conexão com um reservatório complexo com uma porção de dados para gerenciar e o reservatório tendo um significativo potencial não extraído ou oportunidades. O estudo de modelo numérico 42a ajudará a identificar os potenciais específicos ou oportunidades associados com o reservatório. Assuma que a decisão saída do ‘modelo de previsão numérico' do bloco 70 seja ‘sim’. Tendo decidido fazer um estudo de modelo numérico, uma entrada é o ‘modelo digital de estrutura e propriedade em 3D’ do bloco 42al que provém dos estudos geológicos e que provê uma boa primeira estimativa do que o reservatório parece ser. De modo a modelar o reservatório numericamente, um modelo de ‘bloco de construção’ tem que ser feito para cuidar das características de fluxo. Isto é realizado pela construção de uma grade horizontal e um mecanismo de deposição que é superposto às distribuições de estrutura e propriedades tridimensionais. Posicionamento estrutural e propriedades de reservatório são interpretados para cada um dos blocos de grade da grade horizontal. Por conseguinte, a combinação de ‘Sistema de grade de Simulador 3D’ do bloco 42a2 (que é o sistema de grade que projetamos) e o modelo de estrutura e propriedades digital em 3D’ do bloco 42al (que á a distribuição de propriedade) define o modelo de rocha em um simulador de reservatório representado pelo ‘simulador de reservatório inicial em 3D’ do bloco 42a3. Em adição, quando ‘modelos de propriedade e saturação de fluido’ do bloco 42a4 é provido como uma entrada para o simulador de reservatório do bloco 42a3, uma ‘distribuição de saturação’ é superposta a este modelo de rocha no simulador de reservatório. A ‘distribuição de saturação’ determina onde há óleo, água e gás no reservatório, ela determina as propriedades desses fluidos, e ela determina o modo pelo qual esses fluidos se movem no reservatório quando sujeitos a um diferencial de pressão. Em adição, influências externas têm que ser definidas em conexão com o ‘modelo de condições iniciais de reservatório e aqüífero’ do bloco 42a5. Ou seja, o acúmulo de óleo ou gás podería estar em comunicação com um sistema maior de aqüífero e a interpretação da extensão deste aqüífero provir do trabalho regional feito na modelagem geológica. Em adição, o tamanho do aqüífero também pode ser investigado em conexão co os cálculos de balanço de material (bloco 41d9) de ‘engenharia preliminar’ (das Figs. 9A/9B). Por conseguinte, estimativas preliminares da extensão ou tamanho deste aqüífero do bloco 42a5 das Figs. 11A/11B (e do bloco 41d9 das Figs. 9A/9B) são providas como uma entrada para o ‘simulador de reservatório inicial em 3D’ do bloco 42a3. Tendo-se criado o modelo de reservatório inicial no ‘simulador de reservatório inicial em 3D’ do bloco 42a3, a etapa seguinte é conferir, em ‘volumes consistentes’ do bloco 42a6 da Fig. 11 A, se os volumes contidos neste modelo são consistentes com ‘outra informação’ que tenhamos determinado. A ‘outra informação’ inclui os volumes que calculamos a partir da descrição geológica em conexão com os ‘cálculos de volume de reservatório’ do bloco 41el2 da Fig. 10A/10B. Esta ‘outra informação’ inclui os volumes que calculamos da descrição geológica em conexão com ‘cálculos de volume de reservatório’ do bloco 41el2 da Fig. 10A/10B. Esta ‘outra informação’ também inclui as estimativas de balanço de material que foram calculadas em conexão com ‘interpretações de volume e balanço de material & aqüífero’ do bloco 41d9 das Figs. 9A/9B. Por conseguinte, a comparação ocorrida em ‘volumes consistentes’ do triângulo de decisão 42a6 de termina se o sistema de grade que superpomos ao modelo de rocha em 3D é uma representação confiável da descrição de propriedade desenvolvida pelo trabalho geológico. Em adição, em conexão com ‘volumes consistentes’ do triângulo de decisão 42a6, deve haver consistência nos volumes iniciais. Se eles forem consistentes, o ‘modelo de volume corrigido’ do bloco 42a7 indica um modelo de volume corrigido (ver mais a respeito abaixo). Se eles não forem consistentes, o sistema de grade falha em reproduzir a descrição geológica. Neste caso, em ‘ajustes de propriedade de modelo’, bloco 42a8, a grade pode ser manualmente ajustada para assegurar que haja uma representação apropriada entre o sistema de grade no simulador de reservatório e a descrição geológica, conforme indicado pela linha de circuito fechado de retroalimentação 42a9 na Fig. 1 IA estendendo-se entre o bloco 42a8 e o bloco 42a3 (o simulador de reservatório). Tendo-se feito estes ajustes necessários no bloco 42a8, passamos para ‘incertezas na análise de sensibilidade e risco’ do bloco 42al0 que identifica qualquer incerteza remanescente. Se razões não puderem ser identificadas ou determinadas sobre a existência de discordância remanescente ou incerteza entre os vários cálculos de volume, identificaríamos esta incerteza, tentaríamos isolá-la, e trataríamos dela mais tarde em uma abordagem de análise de sensibilidade e risco. Em qualquer caso, com referência a ‘volumes consistentes’ do triângulo 42a6, se tivermos volumes consistentes, passamos para ‘modelo de volume corrigido’ do bloco 42a7. Neste ponto, em conexão com ‘ produção histórica/limitações de velocidade de injeção’ do bloco 42all, precisamos adicionar as seguintes ‘limitações’ ao ‘modelo de volume corrigido’: (1) dados históricos de poço para possibilitar rodarmos o modelo através de um período de produção histórico, (2) posicionamento de poço, (3) trajetórias de poço, (4) onde os poços foram completados no tempo, e (5) o histórico de produção e injeção do poço. Quando estas ‘limitações’ tiverem sido adicionadas ao ‘modelo de volume corrigido’ 42a7, as etapas do método apresentadas em resposta de modelo a limitações de velocidade históricas’ do bloco 42al2 são praticadas. Nesta ‘resposta de modelo...’ do bloco 42al2, as etapas do método sendo praticadas neste bloco 42al2 incluem: rodar o modelo através do período histórico,e obter um conjunto de respostas de modelo para os estímulos de produção e injeção que estaremos, então, capacitados a comparar com o desempenho medido real. Tendo rodado o modelo através do histórico e salvado informação pertencente a como os poços respondem, nos referiremos agora a ‘modelo reproduz o histórico’ do triângulo de decisão 42al3. Neste triângulo de decisão 42al3, estamos comparando desempenho de modelo com dados históricos. Se não tivermos uma representação confiável do desempenho medido, fazemos alguns ajustes às propriedades de modelo em ‘ajustes de propriedade de modelo’ do bloco 42 al4. Tendo feito estes ajustes às propriedades de modelo, retomamos via a linha 42al5 para ‘resposta de modelo a limitações de velocidade históricas’ do bloco 42al2 e tomamos a rodar o modelo através do período histórico. Este ‘processo iterativo’ (de rodar através de histórico, comparar com dados medidos, e ajustar as propriedades de modelo) continua até que tenhamos sentido ser uma representação satisfatória de como o reservatório tem realmente se comportado. Neste ponto, uma vez que temos agora produzido um ‘modelo calibrado histórico’, ramificamos de ‘modelo reproduz histórico’ do triângulo de decisão 42al3 para o ‘modelo calibrado histórico’ do bloco 42al6. Em adição, enquanto efetuando o mencionado ‘processo iterativo’ de rodar através de histórico, comparar com dados medidos, e ajustar as propriedades de modelo (adiante, os ‘ajustes’), manter registro destes ‘ajustes’ em ‘incertezas na análise de sensibilidade e risco’ do bloco 42al0. Em adição, salvamos os ‘ajustes’ no mesmo, para futuras análises de sensibilidade durante a fase de prever ou mais tarde, quando rodando uma previsão de produção. Tendo alcançado o estágio de ‘modelo calibrado histórico’ no bloco 42al6 e tendo identificado ‘várias incertezas’ que ainda estamos incapacitados de resolver ou reconciliar no bloco 42al0, ambos o ‘modelo calibrado histórico’ e ‘várias incertezas’ são providos como entradas para ‘previsão de produção e reservas’ do bloco 42c. B. Estudos de modelo analítico, bloco 42b Com referência às Figs. 12A e 12B, uma construção detalhada de ‘Estudos de modelo analítico’ do bloco 42b da Fig. 7 é ilustrada. A construção detalhada de ‘Estudos de modelo analítico’ do bloco 42b da Fig. 7, como mostrada nas Figs. 12A e 12B, é uma nova e inédita e esta construção detalhada mostrada nas Figs. 12A e 12B apresenta uma sétima nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 12A e 12B, durante esta fase, os ‘estudos de modelo numérico’ 42a ou os ‘estudos de modelo analítico’ 42b será executado. Assuma que a saída do triângulo de decisão 70, ‘modelo de previsão numérico” seja um ‘não’, em cujo caso, efetuaremos agora um estudo de modelo analítico, bloco 42b nas Figs. 12A e 12B. Nas Figs. 12A e 12B, portanto, utilizaremos agora uma abordagem analítica com a finalidade de prever uma produção de poço, em oposição à modelar o poço com a finalidade de prever a produção do poço. Por conseguinte, uma entrada para o ‘estudos de modelo analítico’ do bloco 42b na Fig. 12A/12B onde existe uma grande parte de nossa confiança, inclui o ‘desempenho de reservatório análogo’ do bloco 42b 1. Ao executar estudos de modelo analítico, acreditamos que a informação disponível a respeito de nosso reservatório específico podería não se confiável o suficiente para descrever um simulador de reservatório completo. Por conseguinte, enquanto usando dados que possuímos com respeito a um reservatório específico, tentamos empregar as tendências que estão disponíveis com respeito a um sistema de reservatório análogo para guiar uma previsão para os poços em nosso reservatório específico. Ou seja, podemos normalizar as observações obtidas de um campo de reservatório análogo e usar as mesmas como um guia para ajudar a gerar uma previsão de nosso ponto de partida em nosso campo de reservatório específico. Uma outra entrada para ‘estudos de modelo analítico do bloco 42b na Fig. 12A/12B, onde uma grande parte de nossa confiança reside, incluem os ‘históricos de perfuração e completação de poço’ do bloco 42b2 dos poços, Uma outra entrada que é provida ao bloco 42b de ‘estudos de modelo analítico’ inclui as ‘tendências históricas de desempenho de poço’ do bloco 42b3. Aqui, temos o mesmo desempenho de poço histórico medido (ou seja, velocidades de produção e níveis de pressão). Uma outra entrada adicional que é provida ao bloco 42b de ‘estudos de modelo analítico’ inclui os ‘mapas de propriedade e estrutura de reservatório’ do bloco 42b4 que geramos do modelo geológico em 3D. Uma outra entrada inclui ‘modelo de volumes de balanço de material e aqüífero do bloco 42b5 que inclui nossos cálculos de balanço de material e estimativas de intensidade de aqüífero ou calibrar os volumes iniciais no lugar. Partindo de ‘tendências de desempenho de poço históricas’ do bloco 42b3 e com referência às ‘características de declínio de produção de poço’ do bloco 42b6a partir de plotagens ou gráficos de ‘tendências de produção’, podemos estabelecer as características de declínio ou as características de produtividade do campo. Em um número de casos, nossos poços se ajustarão a qualquer número de tendências de declínio de produção de poço reconhecidas na literatura para prever tendências de produção futuras e recuperação de poços. Das ‘tendências de desempenho de poço históricas’ do bloco 42b3, podemos também mapear, em ‘exibições de mapa indicadores de desempenho de poço’ do bloco 42b7, diversos indicadores de desempenho como velocidades de pico de poço ou os volumes totais de fluidos produzidos de diferentes locais de poço de modo a examinar que áreas de um campo de reservatório são melhores ou piores do que a média ou melhores e piores do que seus companheiros. Quando mapeamos estes indicadores de desempenho no bloco 42b7, podemos comparar, em ‘conformidade’ do triângulo de decisão do bloco 42b8, aquele mapa de indicadores de desempenho do bloco 42b7 com a interpretação geológica apresentada nos ‘mapas de propriedade e estrutura do reservatório’ do bloco 42b4 com a finalidade de localizar e observar qualquer discordância. Por exemplo, podemos ter alguns poços mostrando desempenho muito bom, sobre uma boa parte do reservatório, e consistentes com a interpretação geológica; porém, ao mesmo tempo, o comportamento do poço de um ou mais desses poços tem, de fato, não sido muito bom. Estes poços, por conseguinte, têm que ser analisados em detalhe para determinar o que estava errado, por exemplo, durante a fase de perfuração ou de completação etc. Entretanto, quando a saída ‘não’ do bloco de conformidade 42b8 é estabelecida e não há conformidade total, a comparação, em ‘conformidade’ do bloco 42b8, de qualidade de produção (de ‘exibições de mapa de endentador primário’ do bloco 42b7) com a interpretação geológica (de ‘mapas de estrutura e propriedade de reservatório’ do bloco 42b4) tema intenção de identificar qualquer ‘oportunidades potenciais de injeção de poço’ do bloco 42b9 (ou ações a serem tomadas em poços individuais como apresentadas em ‘candidatos a trabalho suplementar e elevação artificial’ do bloco 42b 10). As ‘oportunidades potenciais de injeção de poço’ do bloco 42b9 reflete qualquer oportunidade que tenhamos de perfurar alguns poços de injeção. Entretanto, se houver conformidade total e a saída de ‘conformidade’ do bloco 42b8 for ‘sim’, passamos para ‘estimativas volumétricas e balanço de material e fluido no lugar’ do bloco 42bll. Neste bloco 42Μ1, é necessário determinar como as tendências de desempenho de poço são balanceadas com nossas estimativas de fluidos no lugar e suporte de pressão dos cálculos de balanço de material. Com referência às ‘características de declínio de produção de poço’ do bloco 42b6, este bloco 42b6 está tentando prever, por métodos analíticos reconhecidos, tendências de desempenho futuro que poderiamos esperar dos poços existentes. As características de produção e declínio de poço, juntamente com o modo que perfuramos e completamos os poços, são entradas para ‘candidatos a trabalho suplementar e elevação artificial do bloco 42b 10. No bloco 42b 10, procuramos por candidatos a trabalho suplementar, elevação artificial, e ações que podemos proceder em um poço específico. Ou seja, no bloco 42b 10, se tivermos perfurado e completado dois poços do mesmo modo, ainda que mostrem características de produção e declínio diferentes, o mais pobre destes poços de estar apresentando uma oportunidade para trabalho suplementar. Por outro lado, o mais pobre pode estar em uma porção do campo de reservatório que não esteja sendo suportada por pressão suficientemente, o que significa que podemos precisar instalar algum tipo de elevação artificial. Lembre-se que as ‘características de produção e declínio de poço’ do bloco 42b6 está tentando prever tendências de desempenho futuro que poderiamos esperar dos poços existentes. Estas previsões, juntamente com o modo que perfuramos e completamos os poços, são entradas para ‘análise estatística de indicadores de poços’ do bloco 42bl2. A ‘análise estatística...’ do bloco 42bl2 inclui abordagens que são usadas em dois tipos de estudos, cujas finalidades é identificar do desempenho de poço real um desempenho médio que podemos esperar e comparar poços individuais com este desempenho médio. Como um resultado desta comparação, podemos determinar onde, no campo de reservatório, temos desempenhos superiores e onde temos desempenhos mais pobres e, a partir desta determinação, podemos selecionar, via ‘ oportunidades potenciais de poço de injeção’ do bloco 42b9, oportunidades para realçar os poços perfurados existentes ou perfurar novos poços. Com referência novamente às ‘de declínio de produção de poço’ do bloco 42b6, este bloco 42b6 é operacionalmente conectado às ‘correntes previsões de produção e reservas de poço’ do bloco 42bl3. No bloco 42b 13, tendo estabelecido quais são as características de declínio nos poços existentes, as ‘correntes previsões de poço...’ do bloco 42b 13 inclui um método de prever analiticamente, para este grupo de poços quais serão as tendências de desempenho futuro do campo se não procedermos a nenhuma ação. Em conexão com ‘previsões e produção incrementai’ do bloco 42b 14, em adição a receber as características de declínio do bloco 42b6, o bloco 42b 14 de ‘ previsões de produção incrementai’ também recebe uma entrada do bloco 42b 10 de ‘candidatos a trabalho suplementar e elevação artificial’. No bloco 42b 10, temos identificadas as ações que poderiamos tomar em poços específicos, onde, se efetuarmos um trabalho suplementar no poço específico, poderiamos obter alguma produção incrementai. A quantidade de produção incrementai proviria de uma comparação da oportunidade que identificamos com um trabalho suplementar já efetuado sobre um poço similar no campo e aonde vimos algum sucesso. Quando consideramos todas estas oportunidades e nossa estimativa do que poderiamos obter se fizéssemos estes trabalhos suplementares podemos gerar estas ‘previsões de produção incrementai’ do bloco 42b 14. Em adição, com referência a ‘previsões de injeção de produção e reservas’ do bloco 42b 15, pelo mesmo processo analítico, podemos identificar oportunidades para perfuração para injeção, ou seja, áreas do campo onde não há poços suficientes baseados em nossa interpretação geológica ou onde os poços existentes não estão provendo drenagem adequada. Por conseguinte, tendo identificado localizações para poços de injeção, se formos perfurar um poço de injeção nestes locais, quanto de produção podemos esperar ? De modo a responder a esta questão, temos que confiar nas lcarc de declínio de produção de poço’ do bloco 42b6 mais uma vez (ou seja, as características de declínio que foram geradas para ocos existentes). As características básicas de declínio de produção do bloco 42b6 nos permite prever produção para os poços existentes (no bloco 42b 13). Entretanto, identificamos também alguns candidatos a trabalho suplementar e elevação artificial (no bloco 42b 10). Podemos usar características de declínio de poços existentes para estimar que volumes incrementais poderiamos produzir ao tomar estas ações de campo. Temos também identificadas (no bloco 42b9) oportunidades de perfuração para injeção. Novamente, podemos usar as características de declínio de poços existentes para obter uma previsão de quanto um poço extra em uma localização particular poderia gerar. Quando combinamos as saídas do bloco 42b 14 (previsões de produção incrementai), bloco 42Μ3 (previsões correntes de poço...), e bloco 42bl5 (previsões de injeção...), em várias combinações, em uma entrada para ‘conformidade’ do triângulo de decisão do bloco 42b 16, podemos determinar uma previsão do que o campo pode produzir. Se fizermos um número de trabalhos suplementares, podemos determinar uma produção incrementai. Desse modo, em um formato de planilha, podemos definir as guias e modos de integrar previsões de poços individuais e prever o que seria a produção sob vários planos de desenvolvimento. Neste ponto, temos de conferir a consistência de nossas previsões com as estimativas da quantidade total de óleo no lugar para estarmos seguros de que as curvas de declínio não estão baseadas super-otimisticamente sobre o que poderiamos esperar com certeza do campo. Se houver algumas diferenças (a saída ‘não’ de ‘conformidade’ do triângulo 42b 16), onde haja discordâncias em áreas particulares do campo, isto seria o resultado de uma inabilidade dos métodos analíticos de considerar apropriadamente os efeitos de interferência entre poços. Por conseguinte, em conexão com ‘incertezas na análise de sensibilidade e risco’ do bloco 42bl7, estes são os tios de incertezas que existem quando conferimos se temos confiabilidade via o bloco 42b 16. Tendo estabelecido a conformidade (a saída ‘sim’ do bloco 42b 16) e as incertezas remanescentes (bloco 42b 17), estamos prontos agora para fazer as ‘previsão de produção e reservas’ do bloco 42c da Fig. 7 e Figs. 13A e 13B. C. Previsão de produção e reservas, bloco 42c.

Com referências às Figs. 13A e 13B, uma construção detalhada de ‘Previsão de produção e reservas’, bloco 42c da Fig. 7 é ilustrada. A construção detalhada de ‘Previsão de produção e reservas’, bloco 42c da Fig. 7, como mostrada nas Figs. 13A e 13B, é nova e impedida e esta construção detalhada mostrada nas Figs. 13A e 13B apresenta uma oitava nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 13A e 13B, sobre o lado da mão esquerda, está ilustrado um processo de gerar ‘previsão de produção e reservas’ em resposta aos ‘estudos de modelo numérico’ 42a. Os ‘estudos de modelo numérico’ do bloco 42a provê uma entrada para o ‘modelo de histórico calibrado’ 42cl. O ‘modelo de histórico calibrado’ 42c 1, por sua vez, provê uma entrada para ‘ simulador de previsão de produção e reservas’ do bloco 42c2, que é a ferramenta de simulação real. Ou seja, o ‘simulador...’ do bloco 42c2 representará as respostas do poço e as respostas de campo às várias ações que são tomadas no campo (adiante, o‘modelo). Não podemos especificar uma velocidade desejada para o óleo no futuro. Por conseguinte, é necessário estabelecer um sistema de superposição de limitações sobre o poço e reservatório que represente as condições existentes fora no campo. Depois, permitir que o modelo prossiga e preveja, por ele mesmo, o seguinte: quando impomos estas condições, estes são os tipos de velocidades de óleo e/ou gás que obteremos. Por conseguinte, há uma pluralidade de limitações que são supridas ao modelo, e estas limitações estão mostradas e representadas nas Figs. 13A e 13B pelos seguintes blocos: os ‘objetivos de produção’, bloco 42c3, as ‘limitações de vendas & transporte’, bloco 42c4, a ‘disponibilidade de torre & equipamento’, bloco 42c5, as ‘limitações de injetante’, bloco 42c6, as ‘limitações de processamento’, bloco 42c7, as ‘limitações de capacidade de poço’, bloco 42c8, e o ‘plano proposto de desenvolvimento ‘ bloco 42c9. Os ‘objetivos de produção’, bloco 42c3 representa as velocidades alvo para o campo de reservatório ou as que estamos obter ou o desejo de manter um platô de produção por algum período de tempo durante a vida do reservatório. As ‘limitações de processamento’ do bloco 42c7 representam as instalações que existem sobre a superfície no momento em que, por exemplo, podemos apenas processar um volume particular de água por dia. Quando o modelo chega ao ponto onde deseja exceder este particular volume de produção de água em um dado dia, de modo a satisfazer a velocidade alvo de produção de óleo, a ‘limitação de processamento’ 42c7 será iniciada. Isto resultará em um declínio na velocidade de óleo que é necessária de modo a evitar exceder o volume particular de produção de água por dia. As ‘limitações de capacidade de poço’ do bloco 42c8 são controladas pelos seguintes parâmetros: a pressão de despacho para superfície que precisamos satisfazer, a pressão de reservatório no sistema, e a capacidade de fluxo da completação existente. Estes parâmetros são todos providos ao modelo (o ‘simulador de previsão de produção e reservas, bloco 42c2), Como resultado, quando o modelo conhece uma pressão de topo de furo ou de fundo de furo contra a qual ele tem que despachar, o modelo conhecería então as propriedades do reservatório, e pode determinar quanto fluido ele pode despachar. As ‘limitações de venda & transporte’, bloco 42c4, que vem ser impostas sobre alguma porção do campo, incluem algum tipo de restrição que está relacionado às tubulações existentes e que podem ser mudadas para diferentes previsões. Por exemplo, se fossemos aumentar o diâmetro da tubulação para uma demanda de 500k barris por dia em vez de 300k barris por dia, qual seria a diferença a longo prazo? Em conexão com ‘disponibilidade de torre & equipamento’ do bloco 42c5, podemos estar desenvolvendo um campo com uma porção de furos a mais e ainda estarmos perfurando o poços em um esforço de manter a velocidade alvo de produção. A velocidade com que podemos perfurar e completar os poços está relacionada à quantidade de equipamento disponível. Por exemplo, se duas torres forem trazidas de um campo adjacente e postas à disposição neste campo, como isto afeta nossa capacidade de manter um alvo de produção de óleo ? Em ‘limitações de injetante’ do bloco 42c6 podemos estar em uma posição onde temos que manter pressão em um campo de modo a manter sua capacidade de despachar e ter apenas uma quantidade limitada de suprimento de injetante. Por conseguinte, é necessário reconhecer estas limitações para suprir o injetante em nossas previsões de produção também, No ‘plano proposto de desenvolvimento’ do bloco 42c9, este bloco refere-se à programação das atividades. Aqui, é necessário refletir, para o modelo, o tempo real de implementação em oposição a um tempo de implementação que começa de um ponto fictício. Por conseguinte, todas estas restrições (blocos 42c3, 42c4, 42c5, 42c6, 42c7, 42c8, e 2c9) suprem o ‘simulador de previsão de produção e reservas’, bloco 42c2 como um mecanismo para gerar a previsão de produção. Usando ‘simulador...’ do bloco 42c2, poderiamos, então, rodar o modelo e obter uma previsão (ou seja, nossos resultados) do modo que todo o reservatório responde a nosso plano de desenvolvimento. Estes resultados são examinados. Em conexão com o ‘otimização de mecanismo’ do bloco ou triângulo de decisão 42c 10, para o ‘mecanismo’ que escolhemos (onde a palavra ‘mecanismo ’ é definida como o processo que está ativo no reservatório, como se água ou gás estivesse sendo injetado no reservatório) há um modo de otimizar o modo como o mecanismo é implementado ? Por exemplo, ao fazer enchente com água ou injeção, há um conjunto de locais diferentes para examinar ? A partir de ‘otimização de mecanismo’ do bloco 42c 10, se houver outros casos que acreditamos que devam ser examinados, devemos ir para ‘ajustes limitação/plano’ do bloco 42cll, fazermos mudanças ao nosso plano de implementação ou às limitações e, depois, voltarmos para ‘simulador...’ bloco 42c2 e tomar a rodar uma outra previsão. Agora, podemos ter uma previsão número 2 de enchente de água. Continuamos a implementar o circuito fechado dos blocos 42c 10, 42cll, 42c2, 42c 10 até sentirmos que alcançamos o ponto onde examinamos todas as alternativas razoáveis para este mecanismo particular. Neste ponto, tomamos a saída ‘não’ de ‘otimização de mecanismo’ do bloco 42cl0 e passamos para ‘mecanismo alternativo’ do bloco ou triângulo de decisão 42c 12. A questão agora é: consultamos todas as oportunidades de enchente de água. Há algo diferente que possa ser feito no campo ? Por exemplo, podemos injetar gás como uma alternativa ? Isto seria um ‘mecanismo’ diferente. Tendo identificado um mecanismo diferente, tomemos a saída ‘sim’ de ‘mecanismo alternativo’ do triângulo de decisão 42c 12 e voltemos para ‘plano de desenvolvimento proposto’ do bloco 42c9. Aqui, revisemos o plano de implementação para nosso novo desenvolvimento e, depois, passemos para ‘ simulador de previsão de produção e reservas’ do bloco 42c2, tomemos a rodar o simulador para este novo mecanismo e depois, prossigamos com as mesmas conferências citadas acima. A partir dos resultados que estamos obtendo da resposta de reservatório para este plano de implementação, em ‘otimização de mecanismo’ do bloco 42c 10, há um modo de otimizar o mesmo com mais ou menos poços, diferentes velocidades de injeção, diferente posicionamento ou diferentes planos de desenvolvimento ? Assumindo que completamos todos os mecanismos alternativos um ‘mecanismo alternativo’ do bloco 42cl2 nos referimos agora à ‘sensibilidade paramétrica’ do triângulo de decisão, bloco 42cl3. Tendo rodado, por exemplo, três diferentes mecanismos e cinco diferentes previsões para cada mecanismo, quinze casos já foram rodados usando o modelo histórico casado. Dos quinze casos, três, por exemplo, podem ter um mérito maior devido aos níveis de produção e recuperação que obtivemos. O que acontece quando alguns parâmetros de incerteza são mudados ? Como isto impacta o desempenho deste modelo ? Desse modo, há a necessidade de algumas rodadas de sensibilidade paramétrica. Tendo identificado a necessidade de algumas rodadas de sensibilidade paramétrica, tomemos a saída ‘sim’ da ‘sensibilidade paramétrica’ do triângulo de decisão 42c 13 que nos leva a ‘incertezas na análise de sensibilidade e risco’ do bloco 42c 14. Este bloco 42c 14 contém as incertezas. Voltando para ‘ modelo calibrado histórico’ do bloco 42c 1, fazemos mudanças na descrição de reservatório, o que resulta em um novo modelo Este novo modelo retoma para ‘simulador...’ do bloco 42c2 juntamente com todas as limitações (do bloco 42c3 ao bloco 42c9). Tomamos a rodar o modelo para os casos selecionados que desejamos examinar pelo trabalho de sensibilidade. Entretanto, se não houver necessidade de qualquer rodada de sensibilidade paramétrica, tomamos a saída ‘não’ de ‘sensibilidade paramétrica’ do triângulo 42c 13 que nos leva agora para ‘requisitos de instalações’ do bloco 42e. Por exemplo, se tivermos mudado as limitações (de blocos 42c3 a 42c9) para lidar com uma capacidade extra de água de 100Κ barris/dia, como isto muda ou afeta os ‘requisitos de instalações’ 42e para aceitar estes 100K barris/dia de capacidade de produção? Por conseguinte, quando mudamos as limitações, também temos que mudar os parâmetros de projeto de requisitos de superfície. Nos ‘estudos de modelo analítico’ do bloco 42b na Fig. 13A, pela revisão de históricos de desempenho de poço, práticas de completação, práticas de trabalho suplementar, e comparações de qualidade de poço versus o modelo geológico, os ‘estudos de modelo analítico’ do bloco 42b na Fig. 13A terá gerado os seguintes blocos de ‘dados de saída’: (1) previsões correntes de produção e reservas de poço, bloco 42c 15, representando tendências de declínio para poços existentes (uma ‘primeira previsão’), (2) previsões de produção de poço realçada’ do bloco 42c 16, representando oportunidades de trabalho suplementar e que óleo adicional pode ser produzível por estes trabalhos suplementares (uma ‘segunda previsão’), e (3) ‘previsões de injeção de produção e reservas’ do bloco 42c 17, representando candidatos potenciais a oco de injeção (uma ‘terceira previsão’). A ‘primeira previsão’ (ou seja, as ‘correntes previsões de produção e reservas de poço’, bloco 42cl5 nos possibilita a produzir uma primeira previsão de produção e reservas para os poços existentes (a partir das tendências de declínio do passado). A ‘segunda precisão’ (ou seja, as ‘ previsões de produção de poço realçada do bloco 42c 16) nos possibilita a produzir uma segunda previsão que chamados de previsões de produção de poço realçada em casos onde fazemos estes trabalhos suplementares. A ‘terceira previsão’ (ou seja, previsões e injeção de produção e reservas’, bloco 42c 17) nos possibilita a produzir uma terceira previsão que incluem os poços realçados e poços de injeção ou apenas os poços correntes com alguns ocos adicionais. As primeira, segunda e terceira previsões são geradas a partir de um tipo de planilha de formato no qual temos os poços existentes e suas expectativas a partir das curvas de declínio. As primeira, segunda e terceira previsões mencionadas, geradas dos blocos 42cl5, 42cl6, 42cl7 na Fig. 13A fluem para ‘previsão analítica de produção e reservas’ do bloco 42c 18 que nos possibilita fazer uma previsão analítica de um conjunto particular de limitações. Note também que todas da pluralidade de ‘limitações’ nos blocos 42c3, 42c4, 42c5, 42c6, 42c7, 42c8, 42c9 também são providas como dados de entrada para a ‘previsão analítica de produção e reservas’ do bloco 42c 1, devido a todas dessas mesmas ‘limitações ‘terem também que ser aplicadas na fase de modelagem analítica. A fase de modelagem analítica está sendo implementada na ‘previsão analítica de produção e reservas’ do bloco 42c 18. Ao construir uma previsão analítica para um campo de reservatório, não podemos perfurar, por exemplo, 50 poços em um ano se sabemos que nossa disponibilidade de torre é uma limitação. Tendo gerado uma previsão para um mecanismo particular, a parte remanescente desta descrição apresentada nos blocos 42c 19, 42c20, 42c21, 42c22 e 42c23 é exatamente a mesma do modelo numérico. A única diferença é: no modelo numérico, ajustamos as limitações e deixamos o modelo prever nossa velocidade de produção; entretanto, no caso de estudos de modelo analítico, temos que ajustar o modo que nossa análise de planilha está somando contribuições de poço individuais para chegar a uma previsão de campo. No caso de estudos de modelo analítico na Fig. 13, com respeito aos blocos 42c 19, 42c20, 42c21, 42c22 e 42c23, podemos examinar diferentes mecanismos de produção, diferentes modos de implementar os mesmos, diferentes programas de implementar os mesmos, e podemos também endereçar as incertezas pela rodagem de previsões do tipo de sensibilidade também. Novamente, os resultados fluiríam para ‘requisitos de instalações’ do bloco 42e, representando uma análise de que necessitamos de um ponto de vista de processamento de superfície ou instalações de embarque. D. Requisitos de instalações, bloco 42e Com referência às Figs 14A e 14B, uma construção detalhada para os ‘Requisitos de instalações’ do bloco 42e da Fig. 7 é ilustrada. A construção detalhada para os ‘Requisitos de instalações’ do bloco 42e da Fig. 7, como mostrada nas Figs. 14A e 14B, é uma nova e inédita esta construção detalhada mostrada nas Figs. 14A e 14B apresenta uma nona nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 14A e 14B, a partir de ‘previsão de produção e reservas’ do bloco 42c, um programa de velocidades de produção e injeção é gerado, sendo prevista para os próximos vinte anos (por exemplo, ou em uma base anual ou semestral. Estas previsões foram geradas com base em um conjunto de restrições sobre instalações. Aqui, temos que estimar as instalações que têm que ser requeridas para um mecanismo de depleção ou um caso de otimização. As entradas básicas provenientes de ‘previsão de produção e reservas’do bloco 42c são as ‘ velocidade & pressões de produção de fluidos de reservatório’, bloco 42el (ou seja, o ‘lado de produção’) e ‘ pressões & velocidades de injeção de fluidos totais’ do bloco 42e2 (ou seja, do ‘lado e injeção’). Neste ponto, consideremos primeiro o ‘lado de produção’. No lado de produção, as ‘condições de separador otimizadas’ do bloco 42e3 incluem as condições que estão em efeito para o equipamento de separação existente. E, ‘maior capacidade necessária’ do triângulo de decisão bloco 42e4, este bloco representa uma primeira conferência e se as condições de nosso separador do bloco 42e3 e as velocidades de produção que projetamos do bloco 42el são consistentes. Ou seja, no bloco 42e4, temos suficiente capacidade correntemente para lidar com a previsão de velocidades de produção (ou seja, precisamos de mais capacidade) ? Se precisarmos de mais capacidade, peguemos a saída ‘sim’ do triângulo de decisão do bloco 42e4 que leva a ‘configuração revisada de trem de separador’ do bloco 42e5. Neste bloco 42e5, a configuração das instalações de separador existentes é examinada e um novo trem é adicionado ou um dos trens existentes é substituído (e custo de capital estimado associado ao mesmo). Uma segunda conferência é agora implementada em ‘novos componentes em trem’ do triângulo de decisão do bloco 42e6. Por exemplo, a instalação de campo de reservatório não pode agora incluir qualquer instalação de tratamento de água, por conseguinte, a questão agora é ‘você vai instalar estas instalações de tratamento de água? Caso afirmativo, pegue a saída ‘sim’ do triângulo de decisão do bloco 42e6 que leva a ‘ componentes adicionais ao trem corrente’ do bloco 42e7. Se precisamos adicionar estes componentes, onde eles se encaixam na corrente de projeto e estimativa de custos associado aos mesmos. Uma terceira conferência é agora implementada em ‘ descarte de subproduto necessário’ do triângulo de decisão do bloco 42e8. Neste triângulo de decisão do bloco 42e8, precisamos de algum descarte adicional de subproduto? Caso afirmativo, peguemos a saída "sim’ do triângulo de decisão do bloco 42e8 que nos leva a ‘instalação de descarte de subproduto’ do bloco 42e9. No bloco 42e9, se, por exemplo, produzimos quantidades substanciais de água, que vamos fazer com esta água ? Bombas de alta pressão podem ser necessárias para injetar água no subsolo. Precisamos instalar instalações para tratar do subproduto? Uma quarta conferência é feita agora em ‘mais tancagem necessária’ do triângulo de decisão do bloco 42 elO. Neste triângulo de decisão do bloco 42el0, se se aumenta as velocidades de produção do campo, precisa-se aumentar a tancagem do produto principal (se for óleo), ou, se subproduto que em questão for água, precisa-se aumentar a tancagem para a água. Por conseguinte, se mais tancagem for necessária, deve-se tomar a saída ‘sim’ do triângulo de decisão do bloco 42el0 levando para ‘ capacidade adicional de tanque e ligação’ do bloco 42el 1. Uma quinta conferência é agora implementada em ‘ bombas ou compressão necessário’ do triângulo de decisão do bloco 42el2. Se bombas ou compressão forem necessárias, toma-se a saída ‘sim’ do triângulo de decisão do bloco 42el2 levando a ‘requisitos de HP total e divisão em estágios’ do bloco 42el3. Nos blocos 42el2 e 42el3, se vamos comutar para um programa concorrente de vendas de óleo e gás em algum ponto no futuro, e tendo identificado um mercado para gás, precisaremos comprimir o gás de modo a obter o gás comprimido para o terminal de vendas ? Qual a capacidade de seu compressor existente ? Podemos precisar de mais compressão. Se a razão de compressão for muito alta, precisaremos estagiar o compressor ? cada uma das mudanças acima referidas às instalações existentes, em conexão com os blocos 42e4, 42e6, 42e8, 42el0 e 42el2, porta com ele um custo de capital e, possivelmente, custos operacionais incrementais (adiante, ‘fatores’) e estes ‘fatores’ fluem para ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f. Neste ponto, considere agora o ‘lado de injeção’. Pelo ‘lado de injeção’ existe uma série similar de conferências. Uma primeira conferência é ‘volumes reciclados adequados’ do triângulo de decisão do bloco 42el4. Se os volumes reciclados não forem adequados, tomemos a saída ‘não’ do triângulo de decisão do bloco 42el4 que nos leva a ‘ condição e capacidade de suprimento externo’ do bloco 42el5. Nos blocos 42el4 e 42el5, se tivermos proposto um esquema onde estamos injetando gás produzido, e tendo feito a suposição de que iremos injetar um volume específico de injetante (por exemplo, fluido ou gás) para manter a pressão de reservatório de modo a suportar nossas velocidades alvo de produção de óleo, será que o volume de gás que estaremos produzindo do campo é suficiente para atender nossos requisitos de injeção, ou precisaremos buscar um suprimento externo desse injetante ? Precisamos comprar injetante (por exemplo, gás) de uma tubulação vizinha ? O injetante pode ser gás ou podería ser água ou qualquer outro injetante ? Temos recursos suficientes ou precisamos adquirir estes recursos (ou seja, injetante) de um fornecedor externo ? Se precisamos adquirir os recursos de um fornecedor externo, como notado em ‘condição e capacidade de suprimento externo’ do bloco 42el5, refira-se a ‘compatibilidade química’ do triângulo de decisão do bloco 42el6. Neste bloco 42el6, temos compatibilidade do injetante (como água) com o sistema que estamos rodando (por exemplo, em programas de injeção de água, temos compatibilidade de água entre nosso reservatório e a fonte alternativa) ? Se não houver compatibilidade, tome a saída ‘não’ do triângulo de decisão 42el6 que nos leva a ‘instalação de processamento ou tratamento’ do bloco 42el7. No bloco 42el7, em adição a instalar instalações de tratamento de produção, precisaremos instalar também uma planta de processamento para nosso fluidos incitantes? Uma segunda conferência é a ‘capacidade de tratamento adequada’ do triângulo de decisão do bloco 42el8. Com respeito ao bloco 42el8, se nossa previsão mostrar que temos volumes suficientes de nosso próprio local, teremos suficiente capacidade de tratar estes volumes. Por exemplo, se no futuro as velocidades de gás forem de dez vezes o que são hoje, podemos injetar um gás hoje a velocidades de gás de hoje, mas, no futuro, teremos a capacidade de injetar dez vezes esta velocidade ? Se, no bloco 42el8, não tivermos capacidade suficiente, pegamos a saída ‘não’ do bloco 42el8 que nos leva a ‘expansão de tratamento de injetante’ do bloco 42el9. No bloco 42el9, uma expansão ao tratamento de injetante é necessária. Uma terceira conferência é ‘ composição de injetante constante’ do triângulo de decisão do bloco 42e20. Com respeito ao bloco 42e20, estamos fazendo alguma mudança na nossa corrente de injeção ? Por exemplo, nossos mecanismos que estamos usando poderíam incluir dióxido de carbono em frações substanciais. Uma vez que o dióxido de carbono é corrosivo, isto impõe certas exigências na metalurgia do equipamento que possuímos para tratar com dióxido de carbono ? Precisamos mudar a metalurgia do equipamento para aço inoxidável, ou precisamos usar revestimentos de plástico nos vasos de separação ? Estas mudanças na metalurgia do equipamento serão tratadas em ‘requisitos de vaso de metalurgia’ do bloco 42e21. Uma quarta conferência é ‘ pressão de injeção adequada’ do triângulo de decisão do bloco 42e22. No bloco 42e22, temos adequada capacidade de injeção ? Em conexão com este sistema de injeção, se temos uma situação onde o reservatório foi esgotado e estamos tentando instalar uma nova instalação e tomar a pressurizar o reservatório, que tipo de capacidade para pressão de injeção é necessário aqui. Em ‘ requisitos de HP e estagiamento total’ do bloco 42e23 e no bloco de ‘requisitos de força suplementar’ que tipo de estagiamento da compressão é necessário e quais são os requisitos de bombeamento e qual é o impacto deste requisito de compressão e bombeamento sobre nosso suprimento de força local. Por exemplo, a instalação de bombas e alto volume no interior do furo de sondagem pode requerer força que não é necessária pelo resto da instalação. Por conseguinte, se escolhemos instalar estes tipos de bombas, teremos de comprar e instalar as bombas e teremos de prover também os requisitos de eletricidade de modo a satisfazer as necessidades de acionamento. Cada uma das mudanças acima referidas às instalações existentes, em conexão com os blocos 42eel4, 42el8, 42e20 e 42e22, porta com ela um custo de capital e, possivelmente, um custo operacional incrementai (adiante, ‘fatores adicionais’) e estes ‘fatores adicionais’ fluem para ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f. E. Considerações ambientais, bloco 42d.

Com referência às Figs. 15A e 15B, uma construção detalhada das ‘Considerações ambientais’ do bloco 42d da Fig. 7 é ilustrada. A construção detalhada das ‘Considerações ambientais’ do bloco 42d da Fig. 7, como mostrada nas Figs. 15A e 15B, é nova e inédita e esta construção detalhada mostrada nas Figs. 15A e 15B apresenta uma décima nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 15A e 15B, o termo ‘considerações ambientais’ inclui considerações de qualidade de ar e água, mas também inclui o ambiente de trabalho e ambiente geográfico. Estes são aspectos que surgirão dependendo de: onde o campo de reservatório está localizado, se é em terra ou no mar. Que tipo de governo há no local, e o impacto que estes aspectos têm no planejamento, provisões econômicas, e o risco que tem que ser considerado ao decidir implementar um plano de desenvolvimento de campo particular. Estes são os aspectos que serão considerados separadamente das avaliações técnicas da corrente principal. Por conseguinte, as ‘considerações ambientais’ devem ser consideradas ao fazer análise de risco e avaliações econômicas. Nas Figs. 15A e 15B, quatro maiores categorias de ‘considerações ambientais’ foram identificadas: os ‘planos e provisões especiais de resposta de emergência’ do bloco 42dl, os ‘requisitos de estudo de impacto ambiental pré-construção’ do bloco 42d2, ‘acesso interrompidos a poços e instalações do bloco 42d3, e ‘aprovação governamental ou regulatória e provisões de auditoria’ do bloco 42d4. Em planos e provisões especiais de resposta de emergência’ do bloco 42dl, há vários aspectos que precisam ser considerados. Por exemplo, um aspecto refere-se a ‘contenção de derrames de produtos químicos de fluidos produzidos’ do bloco 42d5. Em conexão com o bloco 42d5, em um tipo de instalação em terra firme, os locais mais produtivos teriam a necessidade de ser envolvidos por diques de terra tendo a capacidade de conter um certo número de dias de produção. Entretanto, este tipo de consideração seria muito mais proibitiva em uma instalação fora-da-costa, uma vez que em uma instalação fora-da-costa temos de prover o governo com provisão suficiente para conter derrames potenciais de fluido produzido ou produtos químicos. Um outro aspecto refere-se ao ‘controle de emissões atmosféricas’ do bloco 42d6. Do bloco 42d6, isto está primariamente relacionado à produção de gás ácido juntamente com o óleo. Vários governos estão muito preocupados a respeito de quanto sulfeto de hidrogênio está sendo queimado ou não processado e liberado na atmosfera. Estas provisões tratam tipicamente de instalações de processos associadas a um plano de desenvolvimento de campo de óleo. Um outro aspecto refere-se ao ‘descarte de refugos prejudiciais’ do bloco 42d7. No bloco 42d7, isto refere-se ao descarte de produtos químicos usados para tratar poços ou usados durante operações de perfuração e trabalho suplementar ou produtos químicos usados na recuperação e processamento de fluídos. Para cada um destes produtos químicos, algum tipo de programa de descarte de refugo prejudicial tem que existir de modo a descartar-se apropriadamente cada um destes produtos químicos. Nos ‘requisitos de estudo de impacto ambiental pré-construção’ do bloco 42d2, diversos aspectos adicionais precisam ser considerados. Os ‘requisitos de estudo de impacto ambiental pré-construção’ identifica necessidades e restrições especiais dependendo da localização geográfica e regulamentos locais em efeito (que variarão de um local para outro). Em ‘restrições de seleção de local de perfuração’ do bloco 42d8, uma destas restrições é a seleção do local de perfuração. Em alguns casos, não é permitido perfurar em certas áreas devido a padrões de migração de animais selvagens. Em outros casos, poderá ser exigido que a perfuração seja feita de uma única localização de plataforma para minimizar o impacto sobre o ambiente, ou pode ser exigido que a perfuração seja feita direcionalmente o que representará um custo adicional sobre o plano de desenvolvimento. Em ‘requisitos de preparação de local de poço/instalação’ do bloco 42d9, este bloco refere-se ao que é exigido para minimizar danos ao ambiente como resultado da construção da instalação. Em ‘requisitos de remediação de poço/instalação’, bloco 42dl0, quando o campo de óleo tiver sido esgotado, que provisões são necessárias para remediação da instalação do local ? Em ‘requisitos de construção de tubulação’ do bloco 42dll, que tipo de preparações você tem que fazer, e que tipo de remediações você tem que fazer na tubulação de modo a conformar com restrições e regulamentos governamentais ? Em ‘requisitos de descartes de subproduto’ do bloco 42dl2, a produção de óleo contendo correntes de gás ácido produz uma grande quantidade de sulfeto de hidrogênio no gás. Plantas de processamento terão diversos trens que reduzirão o sulfeto de hidrogênio a enxofre elementar, mas o enxofre elementar pode criar uma enorme sobrecarga de acúmulo no operador. Além disso, deverá haver um modo natural de armazenar enxofre em campo aberto sem ser adversamente afetado por vento/chuva etc. Em ‘acesso interrompido ou restrito a poços/instalações’do bloco 42d3, diversos aspectos adicionais precisam ser considerados em relação ao acesso interrompido ou restrito a poços e instalações. Em ‘medidas especiais de ambiente hostil’ do bloco 42dl3, alguns campos inundados grande parte do ano e não são accessíveis exceto por barco ou balsa. Para outros campos, durante a primavera, certas estradas apresentam condições pobres para suportar o transporte de equipamento pesado de modo a ter acesso ao local do poço. Em ‘provisões de acesso de emergência’ do bloco 42dl4, se algo funcionar errado, que providências têm de ser tomadas de modo a ter acesso a um local de poço remoto? Por exemplo, plataformas fora-da-costa são ffeqüentemente operadas remotamente por valores atuados eletronicamente e mecanismos de controle. Se as válvulas falharem na operação, que providências têm que ser tomadas de modo a ser ter acesso a esta válvula falhada? Em ‘instalação remota de monitoramento e controle’ do bloco 42dl5, este bloco está intimamente relacionado ao bloco 42dl4, mas cada um dos blocos 42dl4 e 42dl5 têm uma contribuição separada ligeiramente diferente aos custos que precisam ser contabilizados ao se fazer a ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f. Em ‘aprovação governamental ou regulatória e provisões de auditoria’ do bloco 42d4, diversos aspectos adicionais precisam ser aqui considerados. Regulamentos governamentais têm um impacto sobre a implementação de um plano de desenvolvimento de campo devido ao tempo consumido para estas aprovações governamentais. Por exemplo, em ‘impacto sobre programação de implementação’ do bloco 42dl6, se você inicia um estudo que pode levar um ano para ser completado e que resulta em um plano de desenvolvimento de campo, e quando você entrega este plano de desenvolvimento de campo ao governo para aprovação, quanto tempo leva para se ter todas as aprovações? Não é incomum levar de 2 a 5 anos para se ter um plano específico. Estes fatores têm um impacto sobre a economia também, devido a cada ano que o projeto é retardado, os fluxos de caixa projetados e investimentos de capital esperados na implementação do plano de desenvolvimento também serem afetados.

Por conseguinte, nas Figs.l5A e 15, todos os fatores discutidos acima que estão identificados nos blocos 42dl a 42dl6 das figuras 15A e 15B, precisam ser considerados em ‘ análise econômica e de risco’ do bloco 42f das figuras 16A e 16B (discutidos em detalhe abaixo). F. Análise econômica e de risco, bloco 42f Com referência às figuras 16A e 16 B, uma construção detalhada da ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f da Fig. 7 é ilustrada. A construção detalhada da ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f da Fig. 7, conforme mostrada nas figuras 16A e 16B, é nova e inédita e esta construção detalhada mostrada nas Figs. 16A e 16B apresenta décima primeira nova e inédita característica da presente invenção.

Nas Figs. 16A e 16B, a abordagem geral tomada em ‘análise econômica e de risco’ do bloco 42f é tentar avaliar, para cada um dos planos alternativos de depleção que pensamos ter mérito, a economia de cada plano. Depois, é necessário incorporar em nossa avaliação da mencionada economia, qualquer trabalho de sensibilidade que tenha sido feito sobre qualquer, ainda que definido pobremente, parâmetros de reservatório. É também necessário identificar provisões que pertençam aos riscos associados a cada plano. Em ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 42fl, este bloco 42fl provê o seguinte: fluidos produzidos ou um programa de produção ‘ programa de produção de reservatório’ do bloco 42f2, um programa de fluidos injetados em ‘programa de injeção de reservatório’ do bloco 42f3, e um programa dos requisitos de instalações (por exemplo, os poços, intervenções ou novos poços) em ‘programa de instalação e poço’ do bloco 42f4. A partir do programa de produção do bloco 42f2 e do programa de injeção no bloco 42f3 e do programa de poço no bloco 42f4, nos ficamos capacitados a desenvolver os ‘requisitos de instalações’ 42e. Os ‘requisitos de instalações’ 42e incluirão os planos de processamento, perfuração e trabalho suplementar, cada um dos quais terá ‘modelo de custo de capital’ do bloco 42f5 e o ‘modelo de custo operacional’ do bloco 42f6 associado ao mesmo. Em adição, considerações que resultam de ‘considerações ambientais’ do bloco 42b precisariam adicionar ‘custos especiais de projeto’ do bloco 42f7 associados à localização do reservatório, ao tipo de governo ou pode ser o mecanismo de depressão sendo implementado. Os blocos 42f2, 42f3, 42f4, 42f5, 42f6 e 42f7 são todos supridos para o ‘perfil econômico do plano’ do bloco 42f8 que dará um perfil econômico para o plano de desenvolvimento que tenha sido selecionado (adiante, o ‘plano de desenvolvimento selecionado). Este bloco 42f8 também proverá um sumário de fluxo de caixa do qual podemos decidir quão atrativo, a partir de um ponto de vista econômico, é o ‘plano de desenvolvimento selecionado’. Tendo desenvolvido um ‘perfil econômico de plano’ no bloco 42f8, podemos agora decidir, ‘risco de desenvolvimento & operacional’ do triângulo de decisão do bloco 42f9, se há riscos significativos de desenvolvimento e operacional que precisam ser considerados associados ao ‘plano de desenvolvimento selecionado’. Se houver riscos significativos de desenvolvimento e operacional, devemos nos referir agora a ‘ajustes de programa de previsão’ do bloco 42Π0 onde serão feitos ajustes aos nossos programas de previsão. Uma primeira entrada ‘ao risco de desenvolvimento e operacional’do bloco 42f9 e uma segunda entrada ao ‘risco de desempenho de reservatório’ do bloco 42fll originam-se cada uma do ‘fatores de risco de reservatório’ do bloco 42fl3. Diferentes exemplos de ‘fatores de risco de reservatório’ serão apresentados agora. Por exemplo, um ‘risco de desenvolvimento e operacional’ no bloco 42f9 podería incluir um projeção no ‘plano de desenvolvimento selecionado’ indicando uma necessidade de 100 poços para explorar efetivamente o campo. Qual é o risco de perder um poço perfurado particular após ter feito um investimento volumoso na perfuração do poço? Ou, talvez, poderiamos perder ferramentas no poço perfurado. Estes poderíam ser definidos como sendo possíveis ‘riscos de desenvolvimento’. Relativo ao termo ‘risco operacional’, com que freqüência seria necessário fechar uma planta para efetuar trabalho especial resultante de falha de vaso? Qual a freqüência de falha na tubulação ao despacharmos o produto produzido pela tubulação para o mercado? Com todas estas considerações, um ajuste aos programas de produção previstos pode ser feito. Quando estes ajustes são feitos em ‘ajustes a programa de previsão’ do bloco 42fl0, e quando mantendo simultaneamente todo resto imutável, e notando o circuito fechado de retroalimentação da saída do bloco 42fl0 para a entrada o bloco 42f8, o ‘perfil econômico de plano’ do bloco 42f8 pode ser rodado novamente o que nos fornece uma estimativa do risco associado e custos associados. Quando tivermos considerado e trabalhado com o ‘risco de desenvolvimento operacional’ do bloco 42f9, um ‘risco de desempenho de reservatório’ no bloco 42fl 1 também tem que ser considerado. Um ‘risco de desempenho de reservatório’ no bloco 42fl 1 refere-se ao caráter natureza do reservatório que não fomos capazes de estabelecer firmemente a partir do histórico casado e estudos geológicos. Em ‘ajustes a programas de previsão do bloco 42fl2 pode ser necessário ajustar a previsão de produção de alguma maneira baseado talvez na previsão de sensibilidade que foi implementada nos modelos analítico ou numérico. Quando geramos previsão de produção, nos referimos aos modos pelos quais podemos rodar, então, sensibilidade aos parâmetros de reservatório. Com cada uma destas teríamos diferentes programas de produção e injeção para cada um dos planos de desenvolvimento sobre os quais estamos avaliando a economia. Tendo incorporado estes ajustes no bloco 42fl2, tomamos a rodar os perfis econômicos em ‘perfil econômico de plano’ do bloco 42fB. Em ‘risco ambiental’ do triângulo de decisão do bloco 42fl4, há diferentes modos de considerar estes tipos de riscos, variando de riscos esperados a riscos catastróficos. Se existirem riscos ambientais, com referência a ‘ajustes a programas de previsão’ do bloco 42fl6 e ao ‘perfil econômico de plano’ do bloco 42f8, pode ser desejável tomar a rodar os perfis econômicos no ‘perfil econômico de plano’ do bloco 42fB de uma maneira similar à indicada previamente em conexão aos blocos 42f9 e 42fl 1. Pode ser também desejável fazer a provisão para perdas de riscos/catastróficas perdas por um necessário valor líquido presente sobre e acima de uma taxa particular de retomo. Por exemplo, se rodando um grande número de projetos no mundo todo, podemos considerar uma falha catastrófica por algumas muitas centenas de milhões de barris de produção, e, assim pode ser desejável exigir que cada projeto suporte a sua parte compartilhada destas catastróficas. Pode ser necessário gerar um valor líquido presente de pelo menos 50 milhões de dólares a uma taxa de desconto de 20%. Por conseguinte, há diferentes modos de contabilizar os ‘fatores de risco ambiental’, conforme apresentado em ‘fatores de risco ambiental’ do bloco 42fl5. No ‘plano de desenvolvimento alternativo’ do plano de desenvolvimento do bloco 42fl7, pode ser necessário decidir avaliar economicamente um plano de desenvolvimento alternativo. Se houver planos de desenvolvimento alternativos, como indicado em ‘implementação de desenvolvimento revisto’ do bloco 42fl8, é necessário retomar para entrada do ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 42fl, que representa o início deste processo, e repetir a geração do perfil econômico do novo plano de desenvolvimento/depressão enquanto levando em consideração seus riscos e incertezas pertinentes. Os planos de desenvolvimento alternativos terão seus próprios programas de injeção, as instalações e poços perfurados que sejam necessários, as provisões de custo de capital e operacional, e algumas mudanças aos custos de projeto especial. Quando tivermos trabalhado com todos os planos de desenvolvimento alternativos, seguimos a saída ‘não’ do ‘plano de desenvolvimento alternativo’ do triângulo de decisão do bloco 42fl7 e nos referimos a ‘comparação de risco balanceado de perfis econômicos de plano alternativo’ do bloco 42fl9. Aqui, no bloco 42Π9, compararemos os vários perfis econômicos de plano de desenvolvimento alternativo e, responsivo a esta comparação de perfis econômicos, estabeleceremos o risco que está associado a cada um dos vários perfis econômicos. Por exemplo, suponha que existam dois planos de desenvolvimento alternativos. Suponha que um primeiro plano de desenvolvimento alternativo tenha sobre o seu lado superior potencial de lucro adicional, mas sobre o seu lado inferior ele tenha mais risco. Suponha ainda que um segundo plano de desenvolvimento alternativo tenha um nível inferior de risco e um nível inferior de risco/custo, mas que também produza uma corrente de menor lucro anual. Uma decisão de gerenciamento de nível relativamente sênior é necessária para decidir se o primeiro plano de desenvolvimento alternativo ou segundo plano de desenvolvimento alternativo deve ser selecionado. Geralmente, porém, os planos de desenvolvimento alternativos cairão juntos e haverá uma comparação razoável e será bastante óbvio qual plano de desenvolvimento alternativo é o ‘plano de desenvolvimento apropriado’ adotar. O ‘plano de desenvolvimento alternativo’ a adotar será o ‘plano de desenvolvimento otimizado’ do bloco 42g. O ‘plano de desenvolvimento otimizado’ será aquele para as condições e a informação que estejam disponíveis no momento. Este não é necessariamente o plano de desenvolvimento otimizado por todo o tempo. G. Plano de desenvolvimento otimizado, bloco 42g Nas Figs. 4 e 16A/16B, o ‘plano de desenvolvimento apropriado é o ‘plano de desenvolvimento otimizado’ do bloco 42g na Fig. 16B. O ‘plano de desenvolvimento otimizado’ do bloco 42g na Fig. 16B representa o ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 42 na Fig. 4, tendo feito a seleção do ‘plano de desenvolvimento apropriado’ como o ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ do bloco 42 começamos agora o ‘programa de avanço de capital incrementai’ do bloco 43 na Fig. 4. Agora, começamos a desembolsar dinheiro no campo de reservatório em resposta em resposta e de acordo com o ‘plano de desenvolvimento apropriado selecionado/ ‘plano de desenvolvimento de reservatório’ 42. Na Fig. 4, monitoramos e operamos em ‘operar/monitorar do bloco 44 enquanto coletando os ‘dados de monitoração de alta velocidade’ do bloco 62. Tendo coletado os novos dados, via o bloco 44, implementamos a ‘assimilação e atualização de dados’ do bloco 45 na Fig. 4. Após um período de tempo, a informação adicional podería provar que as interpretações do reservatório não atingiram o alvo e que o ‘plano de desenvolvimento otimizado’ 42g, baseado nesta descrição prévia, precisa mudar. Na Fig. 4 neste caso, seria necessário ciciar de volta da saída do bloco 45 (assimilação e atualização de dados) para a entrada do bloco 41 (caracterização de reservatório inicial). Neste ponto, novos dados são coletados e um novo plano de desenvolvimento é gerado. Entretanto, um novo plano de desenvolvimento não é gerado com mais freqüência do que o intervalo de 7 anos devido a: (1) exigências de grande investimento de capital serem necessária toda vez que um novo plano de desenvolvimento for gerado, e (2) o verdadeiro comportamento do reservatório não poder ser observado até que o reservatório tenha tido tempo suficiente para alcançar uma condição de ‘estado semifirme’. Pela resposta muita rápida para ajustar o plano de desenvolvimento, nem tudo foi observado; ou seja, não foram observados dados suficientes para garantir a mudança do plano de desenvolvimento. Para uma vida de reservatório de 25 a 30 anos poderiamos ter 3 ou 4 mudanças do plano de desenvolvimento básico.

Claims

1. Método de efetuar estudos de modelo numérico, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: definir uma distribuição de propriedade em um modelo 3D estrutural e de propriedades (42a 1), a distribuição de propriedade especificando uma estimativa inicial de um reservatório, definir um sistema de grade em um sistema de grade de simulador 3D (42a2), definir um modelo de propriedade de fluido e saturação (42a4) especificando um local, uma propriedade e um movimento de pelo menos um fluido através do reservatório, definir, para o reservatório, uma estimativa preliminar de uma extensão de um aquífero em um modelo de condições iniciais de reservatório e aquífero (42a5), definir um modelo de rocha em um simulador dc reservatório 3D através da combinação da distribuição de propriedades, do sistema de grade, do modelo de propriedade de fluido e saturação, e a estimativa preliminar da extensão do aquífero no simulador de reservatório em 3D, superpor uma distribuição de saturação no modelo de rocha para criar um modelo de reservatório inicial no simulador de reservatório 3D (42a3), obter um primeiro volume inicial a partir do modelo de reservatório inicial, efetuar uma conferência de consistência de volumes (42aó) compreendendo: determinar se o primeiro volume inicial é consistente com um segundo volume inicial calculado a partir de uma descrição geológica do reservatório, e determinar se o sistema de grade que é superposto ao modelo de rocha é uma representação confiável de uma descrição de propriedades desenvolvida durante a modelagem geológica, e gerar, quando houver consistência nos volumes iniciais, um modelo de volume corrigido (42a7), compreendendo: adicionar informação de posicionamento de poço, informação de trajetória, e informação de produção e injeção sobre poços históricos ao reservatório.

2. Método de efetuar estudos de modelo numérico de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda as etapas de: ajustar, quando o primeiro volume for inconsistente com o segundo volume, em uma etapa de ajustes de propriedade de modelo, o sistema de grade até que este seja uma representação confiável da descrição de propriedade, rodar, em uma resposta de modelo à etapa de restrições de velocidade históricas, o modelo de volume através de um período histórico para obter um conjunto de respostas de modelo (42al2), e comparar o conjunto de respostas de modelo ao desempenho histórico medido real (42al3), se o conjunto de respostas de modelo é inconsistente com o desempenho histórico medido real: fazer ajustes, em uma etapa de ajustar propriedade de modelo, a uma pluralidade de propriedades de modelo do modelo de volume, e armazenar e identificar os ajustes na pluralidade de propriedades de modelo como incertezas na sensibilidade e análise de risco (42al0), e se o conjunto de respostas de modelo é consistente com o desempenho histórico medido real: ajustar o modelo de volume como um modelo calibrado histórico (42al4), gerar um primeiro sinal de saída para uso por uma previsão de produção e reservas, o mencionado primeiro sinal de saída incluindo o modelo histórico calibrado e as incertezas (42c).