BRPI0517226B1 - método para determinar correntes de fluido de multi-fases, e, sistema para monitorar uma corrente de fluido de multi-fases - Google Patents

Abstract

método para determinar correntes de fluido de multi-fases, e, sistema para monitorar uma corrente de fluido de multi-fases. a presente invenção refere-se a um método e sistema para determinar correntes de fluido de multi-fases, fluindo de poços individuais de um agrupamento de poços de produção de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, em que as correntes de fluido produzidas pelos poços individuais são misturadas e roteadas, via uma unidade de separação de fluido, para dentro de condutos de saída de fluido, para transporte de correntes de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, pelo menos parcialmente separadas.

Description

“MÉTODO PARA DETERMINAR CORRENTES DE FLUIDO DE MULTL FASES, E, SISTEMA PARA MONITORAR UMA CORRENTE DE FLUIDO DE MULTI-FASES” FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A presente invenção refere-se a um método e sistema para determinar as contribuições de poços individuais para a produção de um conjunto de poços de produção de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos. Tipicamente, as correntes de fluído de mui ti-fases, produzidas por poços individuais de um agrupamento de poços, são misturadas e roteadas, via uma unidade de separação de fluidos (um separador de massa ou um separador de produção), para dentro de condutos de saída de fluído, para transporte de correntes de líquidos, gãs e outros fluidos pelo menos parcial mente separadas. O pedido de patente de publicação internacional WO 9101481 revela um sistema de campos de petróleo/gás para o controle de certas características num campo de petróleo e/ou gãs e para o controle de certos equipamentos de operação no campo, cujo sistema contém: um sensor para medir a característica e para gerar um sinal correspondendo a um valor da característica; dispositivos de servo-controle para controlar o funcionamento do equipamento; e, um dispositivo de lógica programável ligado a um certo número dos sensores para receber os sinais dos sensores. O pedido de patente de publicação internacional WO 9960247 revela um sistema para administrar a produção de hidrocarbonetos do campo petrolífero a partir de furos de sondagem, especificamente a para otimizar automaticamente a produção de fluidos a partir de um ou mais poços, em conformidade com uma ou mais metas de produção. Tal sistema pode detectar automaticamente e adaptar-se às condições de processos internos e externos, ajustando automaticamente os parâmetros de funcionamento para otimizar a produção do poço com um mínimo de intervenção humana.

O pedido de patente de publicação internacional WO 03046485 revela um sistema para medir e monitorar a produção de fluido multi-fase de uma pluralidade de cavidades individuais, cada um operando como parte de um campo de produção comum. As medições de fluxo de multi-fase superior são simultaneamente tomadas em cada poço individual. As medições de fluxo de várias fases a jusante são levadas a um ponto em que a produção de todo o campo é combinada. A medição do fluxo de múltiplas fases a jusante é alocada de volta para cada poço individual com base no fluxo de múltiplas fases a montante medido para cada poço individual.

Portanto, é conhecida, pelos pedidos de patente internacional WO 9101481, WO 9960247 e WO 03046485, a conexão de um agrupamento de poços, via uma série de tubulações de transporte de efluentes de poços de multi-fases, para um separador comum de fluidos de massa, e para monitorar o tamanho e/ou composição da corrente de efluentes de poço de multi-fases produzidos, por meio de medidores de fluxo, que são conectados às saídas de fluido do separador de massa.

Os efluentes de poço mais comuns são óleo bruto, gás natural e água, que fluem como uma mistura de fluidos de multi-fases, através das tubulações de produção de poço, em padrões de fluxo às vezes erráticos, que podem rapidamente mudar de um padrão de fluxo estratificado para um de lâminas ou neblina.

Uma vantagem do uso de medidores de fluxo, que são conectados às saídas de fluido do separador de massa, é que estas saídas contêm geralmente fluidos de fase única, cujas taxas de fluxo podem ser medidas precisamente por medidores de fluxo de líquido ou gás dedicados. As taxas de fluxo dos efluentes de poço de multi-fases produzidos misturados podem ser medidas mais precisa e economicamente utilizando-se medidores de fluxo de fase única do que fazendo-se medições com medidores de fluxo de multi-fases, dentro das tubulações de transporte de fluido de multi-fases, a montante da unidade de separação.

Um problema associado com o fluxo de fluido de medição, nas saídas do separador de massa, é que este fluxo de fluido origina-se do fluxo misturado de todos os poços do agrupamento e não fornece informação acerca da composição e fluxo dos fluidos produzidos pelos poços individuais. Além disso, o fluxo individual de fluidos produzidos pelos poços individuais não é atualmente disponível em tempo real ou instantaneamente. É um objetivo da presente invenção fornecer um método e sistema para monitorar fluxo de fluído de um agrupamento de poços, por meio do processamento e combinação da variedade de medições convencionais e comumente disponíveis em cada poço individual e dos medidores de fluxo nas saídas de um separador de fluido de massa comum, em que os efluentes de multi-fases de vários poços são separados, de modo que o influxo, originando-se de cada um dos poços, pode ser precisamente determinado.

Em outras palavras, é um objetivo da presente invenção fornecer um método e sistema para calcular, em tempo real, a contribuição instantânea da produção de cada poço de um agrupamento de poços, reconciliada com a produção total dos efluentes de poço do agrupamento de poços.

SUMARIO DA INVENÇÃO

De acordo com a invenção, é fornecido um método para determinar as correntes de fluido de multi-fases, fluindo de poços individuais de um agrupamento de poços de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, cujas correntes de fluido produzidas são misturadas e roteadas» via uma unidade de separação de fluido, para dentro dos condutos de saída de fluido, para transporte de correntes parcialmente separadas de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos; o método compreendendo: - dispor um medidor de fluxo em cada conduto de saída de fluido; - produzir óleo e/ou gás do agrupamento de poços e monitorar um padrão dinâmico de fluxo de fluido da corrente de multi-fases acumulada de efluentes de poço produzidos pelo agrupamento de poços, por meio dos medidores de fluxo; - realizar uma série de testes de poço, durante a qual a produção de um poço testado é variada e a produção de outros poços é mantida substancialmente constante ou interrompida; - monitorar, durante cada teste de poço, uma impressão digital da variação do padrão de fluxo dos efluentes produzidos pelo poço testado; - adotar que um padrão de fluxo dinâmico estimado é um acúmulo de ditas impressões digitais dinâmicas, que são multiplicadas por coeficientes de peso desconhecidos; - determinar os coeficientes de peso desconhecidos, variando-se iterativamente cada coeficiente de peso, até que o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado substancialmente iguale-se com o padrão dinâmico de fluxo de fluido monitorado.

Em uma forma de realização preferida, o teste de poço inclui perturbações em tomo do ponto operacional normal do poço, teste de poço este sendo referido como “um teste de poço deliberadamente perturbado” (“DDWT”). O agmpamento de poços pode compreender um número de poços n (i), de modo que i = 1,2 .. n, e o método pode ainda compreender as etapas de - expressar a impressão digital/modelo dinâmico para cada poço i como yi(t) = fi(uii(t), U2i(t)...), em que yi (t) é o padrão de fluxo de fluido de multi-fases do poço i como monitorado por todo o período de tempo (t) do teste de poço, uh, U2í ... são as medições dinâmicas no poço i que são determinadas durante o teste de poço e f é a dinâmica de impressão digital/modelo/funcional matemática relativa a y, (t) a un, u2i; - expressar o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado como em que γ é o coeficiente de peso desconhecido; - expressar o padrão de fluxo de fluido monitorado como - comparar com e iterativamente variar o(s) cocficíente(s) de peso γ , até y(t)cSimiado substancialmente igualar yítWniwrjdo, através do período sob consideração - este um processo de reconciliação de inteiro período yftWrmorada e as estimativas O produto γ y, (t) então fornece uma determinação precisa do poço í, e a impressão digital dinâmica/modelo atualizados γ/j (un(t), u2j (t)··) é usada para estimativas de tempo real do fluxo de multi-fases do poço i. A impressão digitai dinâmica de cada poço individual ytfj (ujj(0> u2i (f)■■■') pode ser construída sem pré-concepções quanto a sua natureza física subjacente e puramente pelos dados medidos. Seus componentes chave podem incluir uma parte não-iinear estática» uma parte linear dinâmica e uma parte dependente do tempo. Uma forma de realização preferida utiliza adaptação da curva mal definida para a parte não-linear estática e identificação do subespaço para a parte linear dinâmica. A natureza puramente acionada dos dados da impressão digital dinâmica é importante para a sustentabilidade e manutenibilidade da invenção no ambiente de produção de óleo e gás.

De acordo com a invenção» é também fornecido um sistema para automática e precisamente determinar em tempo real as correntes de fluido de multi-fases, de poços individuais, fluindo de um agrupamento de poços de produção de óleo bruto, gás e/ou outro fluido, misturadas e roteadas, via uma unidade de separação de fluido, para dentro de uma pluralidade de condutos de saída de fluido, para transporte de correntes, pelo menos parcialmente separadas, de líquido/óleo bruto/água, gás natural e/ou outros diluídos; o sistema compreendendo: - medições convencionais e comumente disponíveis em cada poço individual; - um medidor de fluxo para monitorar o fluxo de fluido em cada conduto de saída de fluido de separador de massa; - meio para acessar em tempo real e para armazenar as medições de cada poço individual e dos medidores de fluxo do separador de massa; - meio para capturar e interpretar dados de uma série de testes de poço realizados automática ou manualmente, durante os quais a produção de um poço testado é variada e a produção dos outros poços é mantida substancialmente constante ou interrompida; - meio de processamento e memória, para computar durante cada teste de poço a impressão digital dinâmica do poço, com base na variação das características do poço testado, junto com outros dados de teste de poço históricos; - meio processador, que considera que uma corrente de fluido acumulada, produzida pelo agrupamento de poços, tem um padrão de fluxo dinâmico, que é um acúmulo de ditas impressões digitais dinâmicas, que são multiplicadas por coeficientes de peso desconhecidos; e - meio processador para determinar os coeficientes de poço desconhecidos, variando iterativamente cada coeficiente de peso dentro de restrições predeterminadas, até o padrão de fluxo de fluido dinâmico assumido substancialmente igualar o padrão de fluxo de fluido dinâmico monitorado, durante um período de tempo predeterminado.

As medições de tempo real ou instantâneas comumente disponíveis de cada poço preferivelmente uma ou mais das seguintes medições: pressões e temperaturas de cabeça de tubulação ou cabeça de camisa de poço ou linha de fluxo ou de fundo de poço, posições de válvula de obstrução de poço e medições de energia aplicadas para levantamento artificial do fluxo de poço individual, incluindo fluxos de injeção de gás ou de fluido hidráulico de levantamento, potência da bomba submergível ou bomba de feixe elétrica etc.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A invenção será descrita como exemplo mais detalhadamente com referência aos desenhos anexos, em que: A Fig. 1 mostra esqueinatícamente um sistema de produção de acordo com a presente invenção, em que uma mistura de fluido de multi-fases, compreendendo óleo bruto, água, gás natural e/ou outros fluidos, é produzida por um conjunto de dois poços c transportada, via tubulações de transporte de fluido de multi-fases, para um separador de massa; A Fig, 2, referente a Modelos de Construção de Poços, empregando-se Dados de Teste de Poço, mostra esquematicamente como uma impressão digital dinâmica ou, em outras palavras, um modelo de poço, é construído por dados de produção de poço reunidos durante um teste de poço perturbado deliberadamente (‘DDWT’); A Fig. 3, referente a Modelos da estimativa de produção em tempo real, mostra esqueinatícamente como, no método de acordo com a presente invenção, estimativas preliminares são feitas do óleo bruto, água e produção dc gás, com base nos modelos de poço mostrados na Fig. 2; e A Fig. 4, referente à Reconciliação com fluxo separador em massa para fechar laço de validação de modelo, mostra como as estimativas mostradas na Fig. 3 são reconciliadas diariamente ou em outros intervalos selecionados, comparando-se as estimativas preliminares com as correntes de fase única reais, emergindo do(s) separador(es) de massa.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE FORMAS DE REALIZAÇÃO

PREFERIDAS DA INVENÇÃO A Fig. 1 mostra esqueinaticamente um sistema de produção de óleo bruto e/ou gás natural, compreendendo um conjunto de dois poços 1 e 2.

Os poços 1 e 2 compreendem uma camisa 3 e 4 fixadas dentro de um furo de poço da formação subterrânea 6 e tubulação 9 e 10 estendendo-se da superfície para um reservatório subterrâneo (não mostrado). Os poços 1 e 2 incluem ainda uma cabeça de poço 12 e 13, provida com equipamento de medição e registro 15 e 16 e uma válvula de controle de fluxo 17 e 18. O sistema de produção inclui ainda um conjunto de duas tubulações de transporte de efluente de poço de multi-fases 20 e 24, chamadas de linhas de fluxo de produção, estendendo-se das cabeças de poço 12 e 13 para um tubo de comunicação de produção 25 e um separador de produção 30. O separador de produção 30 é fornecido com saídas para água, óleo e gás e os fluidos são separadamente removidos através de condutos de descarga 35, 36 e 37, respectivamente. Cada conduto de descarga 35, 36 ou 37 é provido com uma válvula de controle de fluxo, 40, 41 e 42, respectivamente, e com dispositivos de medição de fluxo 45, 46 e 47, respectivamente. Opcionalmente, as saídas de água e óleo podem ser combinadas.

Adicionalmente, é fornecido um sistema para testar um poço, que é mostrado em linhas tracejadas. O sistema de leste compreende um separador de teste 50, tendo um conduto de entrada 52 provido com uma válvula de isolamento 53 e condutos de saída 55, 56 e 57 providos com válvulas de controle de fluxo 60, 61 e 62 e dispositivos de medição de fluxo 65, 66 e 67. Opcional mente, as saídas de água e óleo podem ser combinadas e outros meios de medir a proporção de água no fluxo de líquido podem ser usados.

Durante operação normal, cada um dos dois poços 1 e 2 é regularmente testado a fim de determinar, para cada corrente de fluido, um modelo de produção de poço dinâmica. Para este fim, o separador de teste 50 é trazido para dentro da comunicação de fluido com somente um poço, por exemplo poço 1, e o poço 2 fornece, como usual, para dentro do separador de produção 20. O poço 1 é isolado do separador de produção durante o leste.

Em seguida as variáveis de produção, tais como pressão e temperatura da boca de poço, são medidas e registradas para o poço 1, com o equipamento de medição e registro 15, Em seguida várias maneiras são usadas para manipular o poço para testá-lo sob diferentes condições, por exemplo, variando-se as válvulas 17 e 62. As taxas de fluxo de água, fluindo através do conduto de saída 55, de óleo, fluindo através do conduto de saída 56, e de gás, fluindo através do conduto de saída 57, são medidas e registradas com dispositivos de medição de fluxo 65, 65 e 67, respectivamente. Tendo realizado as medições para o poço 1, o sistema de teste é conectado ao poço 2 (não mostrado) e o poço I fornece, como usual, para dentro do separador de produção 20. O poço 2 é isolado do separador de produção durante o teste.

Em seguida, medições similares são feitas para o poço 2. As medições permitem determinar, para cada poço i, i é 1 ou 2, e para cada corrente fluida, água, óleo ou gás, um modelo dinâmico ou “impressão digital” yi(t) da produção do poço, que é representada como, yi(t) = (uπ (t), ibj (!)...), em que γ5(!) é a produção de um fluido do poço í, e em que uü, ii2i ... são as variáveis de produção do poço i.

Por exemplo, se a variável de produção for a pressão da boca de tubulação (THP), o modelo de produção de poço dinâmica para o poço i pode ter a forma ytft) f (THP), Outras variáveis de produção podem ser a taxa de fluxo de gãs, no caso de que o levantamento do gás aumente a produção do poço.

Temos agora os modelos de produção de poço dinâmica para os dois poços 1 e 2, para cada um dos fluidos, óleo, água e gás, que são produzidos pelos poços 1 e 2. Em seguida a produção começa e o separador de teste 50 é deseoneetado e os fluidos do poço fluem através dos condutos 20 e 24 para a tubulação de comunicação 25 e dali para o separador de produção 30. Na ausência do separador de teste 50, as taxas de fluxo individuais dos fluidos de poço não podem ser medidas e as únicas medições são as taxas de fluxo de fluido nos condutos de descarga 35, 36 e 37. Assim, por exemplo, se o poço 1 começar a produzir água em vez de uma mistura de óleo e água, a taxa de fluxo de água dentro do conduto 35 aumenta, porém não se pode atribuir a quantidade de água aumentada ao poço 1. A fim de ser-se capaz de calcular as contribuições dos poços individuais, é feito uso dos modelos de produção dinâmica de poço. Para este fim, as variáveis de produção uu, U2i ... dos poços i são medidas em tempo real, com o equipamento de medição e registro 15 c 16. A produção individual de poço de um fluido é calculada usando-se o modelo de produção dinâmica de poço para aquele poço 1 e 2, Simultaneamente, a produção total de cada corrente de fluído, y(t), é medida em tempo real com os dispositivos de medição de fluxo, 45, 46 e 47. Em seguida, os modelos de poço dinâmicos são embutidos na produção total de cada corrente de fluído, O embutimento dos modelos de poço dinâmicos na produção total compreende determinar os coeficientes de peso desconhecidos y; em yít) = £ yiYiCt) i = l Tendo determinado os coeficientes de peso o modelo de poço dinâmico f (t) é substituído por yjfj(t) e o cálculo das contribuições dos poços individuais e a etapa de medição da produção total e embutimento é repetida.

De acordo com a presente invenção, a determinação dos coeficientes de peso desconhecidos j, compreende diversas etapas. A primeira etapa é definir um sub-espaço S das produções de poço individuais y,(t), em que S X. X sendo um espaço de produto interno real. Em seguida um subconjunto deste sub-espaço é definido» compreendendo todas as combinações lineares admissíveis das produções separadas. Os coeficientes de peso sâo subsequentemente obtidos projetando-se a produção total sobra este conjunto de combinações de produções separadas admissíveis. A fim de aceitar os coeficientes de peso calculados γ, » eles devem satisfazer um critério predeterminado. Um Exemplo de tal critério é para todos os valores de i no intervalo 1, através de n 0 < y-t < 1, em que γ = 0 significa que o poço i está fechado e em que jv = 1 significa que o poço i esta produzindo um fluido na produção calculada pelo modelo de poço dinâmico para aquele poço e aquele fluido.

Se os coeficientes de peso calculados satisfizerem o critério predeterminado» então os coeficientes de peso são aceitos. Entretanto, no caso de os coeficientes de peso calculados não satisfizerem o critério predeterminado, coeficientes de peso aceitáveis devem ser calculados.

As Figs. 2, 3 e 4 fornecem representações gráficas do método de acordo com a presente invenção, método este também sendo referido como ‘Production Uni ver se’ ou 4 PU’. Production Uni verse é uma marca comercial da Shell. O Production Uni verse (PU) Real Time Production Monitoring System de acordo com a presente invenção gera e fornece estimativas precisas de produção de poço da seguinte maneirai I: Modelos de construção de dados de teste de poço Os modelos PU referem-se às tendências de fluxo de óleo, água e gás, medidas nas saídas do separador de teste para as tendências de medição de instrumentação de poço durante o mesmo período. II: Dados e tendências históricas Incorporadas Os modelos são computados com base não apenas nos mais recentes dados de teste de poço, mas também em dados de teste de poço históricos, para capturar tendências de produção de poço de mais longo termo* III: Modelos de uso para estimar os fluxos em tempo real Em operação normal, PU fornece estimativas de produção de óleo, água e gãs de poço para cada poço individual, com base em seus modelos e nas medições da instrumentação de poço em tempo real. IV: Estimativas reconciliáveis em relação a medições de massa As estimativas preliminares de PU para cada poço são então reconciliadas/validadas em intervalos fixos, comparando-se com as medições de produção reais como disponíveis.

Cada uma das etapas acima é descrita mais detalhadamente aqui abaixo. I: Modelos de Construção de Dados de Teste Como ilustrado na Fig. 2, PU constrói modelos PU de dados de teste de poço. Um teste de poço é quando um único poço produziu em uma única instalação de separação 50 (p, ex,, um separador de teste como também ilustrado na Fig. 1) e os fluxos de saída de fase única (óleo, água, gás) do separador 50 são medidos. Os modelos de PU referem-se a tendências de fluxo de óleo - água - e gãs medidas nas saídas de separador de teste 56, 55, 57 para as tendências de medição de instrumentação de poço durante o mesmo período. As medições de instrumentação de poço podem incluir pressão, pressão diferencia], temperatura e taxa de injeção de suspensão de gás.

Os testes de poço preferivelmente incluem mudanças de etapa para o regime de fluxo do poço (teste de poço de multi-taxas). Isto é para permitir que PU capture as dinâmicas do poço e inteiro (estática) envoltório operacional do poço.

Os testes de poço podem também ser conduzidos com mais do que um poço de cada vez, ou enquanto os poços estão em produção, contanto que pelo menos um poço tenha sido total mente caracterizado.

Cada poço tem um modelo de poço PU. O modelo PU refere-se às tendências de medição do poço para produção do poço e é estabelecido pelos dados de teste de poço. Em consequência, os modelos PU são acionados por dados.

Os modelos PU têm dois componentes principais: A: uma parte não-Iinear estática, que é baseada em uma aproximação de ajuste de curva mal definida. Esta aproximação é descrita no capítulo 2 do livro “Fuzzy Modellíng and Control” de Jairo Espinosa (PhD thesís Katholieke Universily Leuven, Faculty of Eléctrica) Engineering, Abril 2001 - ISBN: 90-5682-303-5); e B: Uma parte linear dinâmica, que é baseada na aproximação chamada de identificação de sub-espaço, Esta aproximação é baseada no algoritmo 3 descrito na pãg. 128 do livro “Subspace Identification for Linear Systems” de Peter Van Overschee e Bart De Moor. Kluwer Academic Publishers, 1996- ISBN: 0-7923-9717-7). Múltiplos modelos de precipitação são tomados disponíveis para assegurar robustez da aplicação, na presença de falha de instrumentação. II: Dados históricos e tendências de longo termo incorporados Os modelos de poço PU descritos acima são também aumentados para caracterizar as características de longo termo dos poços.

Isto é conseguido considerando-se os efeitos dos fatores de declínio ou aumento dependentes do tempo sobre a produção dos poços, III. Modelos de uso para estimar os fluxos em tempo real Durante as operações de produção normal (que tipicamente ocorrem durante cerca de 95%· do tempo de ciclo de vida para cada poço), todos os poços de uma estação fornecem à uma instalação de separação de massa comum e somente os fluxos de óleo, água e gás de fase única de saída misturados são medidos. A PU fornece estimativas da produção de óleo» água e gás do poço para cada poço individual, com base em seus modelos e nas medições de instrumentação de poço de tempo reaL IV: Estimativas de reconciliação em comparação com às medições de massa As estimativas preliminares PU para cada poço são então reconciliadas e/ou validadas em intervalos fixos, comparando-se com as medições de produção de massa reais, se estiverem disponíveis.

Geral mente, mais do que um poço estará produzindo para um separador de massa 30. O separador 30 separará a produção em dois ou três componentes: óleo, água e gás ou líquidos e gás e estes serão medidos. As estimativas PU de cada poço 1» 2 somar-se-ao para fornecer o óleo estimado pela PU, tendências de água e gás para a produção total da estação durante o intervalo de reconciliação escolhido. Estas tendências serão comparadas com as tendências de fluxo de saída medidas do separador de massa 30. Fornecida uma variação suficiente das tendências individuais dos poços PU, a PU então computa os fatores de reconciliação individuais para cada poço l, 2, de modo que as tendências para cada poço fornecem melhores ajustes (no sentido matemático) para as tendências de produção de massa medidas. Isto assegura que a PU rastreie precisamente a produção medida e forneça uma ferramenta de validação para os modelos PU.

Na seção seguinte da descrição, uma explicação é fornecida de como durante um teste de poço, especificamente um Deliberately Disturbed Well Test (DDWT) (Teste de Poço Deliberadamenie Perturbado), um modelo dinâmico pode ser identificado que c usado para predizer a produção do poço sob circunstâncias de produção.

Dois métodos são examinados nesta seção abaixo, para adaptar o desempenho dos modelos de poço às circunstâncias de produção.

Em operações de produção de óleo e gás, a produção dos diferentes poços não é medida individualmente. Em vez disso, a soma de produção de um grupo de poços produzindo, em uma peça de tubulação chamada tubo de comunicação, é medida na saída do separador de massa, que é conectado ao tubo de comunicação. A razão para isto é o custo: a medição da produção em cada poço individual significaria a instalação - e manutenção - de muitos medidores de fluxo de duas ou três fases. Entretanto, para um controle apropriado da unidade de produção, é necessário terem-se produções de poço individuas disponíveis e, basicamente, na mesma taxa de amostragem que outras quantidades de processamento que são medidas, tais como Pressão da Boca da Tubulação, Pressão da Linha de Fluxo e Taxa de Gás de Suspensão. A fim de, pelo menos parcialmente, reparar este inconveniente, um poço é colocado em teste, isto é, é desconectado do separador de massa 30 e conectado ao separador de teste 50, como mostrado nas Figs. 1 e 2. A produção do poço pode agora ser medida diretamente na saída do separador de teste 50, que é usualmente bem instrumentado. Embora o poço esteja em teste, um modelo de poço PU é identificado. Um modelo de poço PU é um mapeamento entre quantidades que são interpretadas como entradas do poço e saída do poço, isto é, a taxa de produção do poço, medida no separador de teste. As quantidades que são usadas como entradas durante o teste estão também disponíveis quando o poço retoma à produção. Processando-se estas entradas durante a produção com o modelo de poço identificado, estimativas são obtidas da taxa de produção do poço.

Durante as operações de produção, muitos eventos estão acontecendo, que introduzem mudanças nos pontos operacionais dos diferentes poços. Estas circunstâncias de produção são imitadas durante o teste de poço, pela introdução de mudanças deliberadas; esta maneira de teste de poço foi introduzida durante o desenvolvimento da Production Universe ou ‘PU’. Desta maneira, o modelo de poço ‘PU’ cobre uma certa faixa dinâmica, em vez de a produção em um ponto operacional, como resultado do teste de poço tradicional. Embora urna grande melhoria, ele ainda não cobre o intervalo completamente entre o teste e circunstâncias de produção. Há duas razões para isto: 1. A interação entre os poços 1, 2 etc. não pode ser adotada no trabalho durante o teste, visto que o poço é separado dos outros poços de seu grupo de tubo de comunicação e, em consequência, estas interações não são também representadas no modelo de poço PU identificado. 2. O separador de teste 50 opera sob uma pressão mais elevada do que a do separador de massa 30, porque a saída do separador de teste usualmente fornece para a entrada do separador de massa 30.

Na seção seguinte, dois métodos são descritos para adaptar os modelos de poço PU às circunstâncias de produção. Estes métodos são referidos como Reconciliação e Decomposição. 1 Reconciliação Todas as quantidades consideradas nesta seção são funções do tempo durante algum intervalo de tempo finito; especificam ente, elas podem ser séries de tempo de comprimento finito. Em qualquer caso, elas podem ser consideradas como sendo elementos de um espaço de produto interno X.

Consideremos n poços e designemos a taxa de produção estimada de cada poço por yi, (i = 1 .... n ) (1) Então PU obtém as produções estimadas pelo processamento das entradas para cada poço com o correspondente modelo de poço.

Em uma situação idealizada, a produção total de um agrupamento de poços é dada por: Em particular, por causa das discrepâncias entre o teste e as circunstâncias de produção mencionadas acima e além disso por causa das incertezas causadas pelos erros de medição, um resultado mais realístico seria que a combinação linear está ‘próxima’ - para ser tomado preciso mais tarde - de y. Não se pode, naturalmente, inferir diretamente quais são os valores dos coeficientes operacionais das produções separadas da equação (3). Na realidade, designando-se o conjunto de produções separadas por o aproximame da equação (3) pode ser qualquer membro do conjunto de todas as combinações lineares das produções separadas Agora admitamos que foi-se bem sucedido em, encontrar um elemento, do conjunto de todas as combinações lineares da equação (5), que é ‘mais próximo’ da produção totaf Em razão de somente restrição dos coeficientes da combinação linear ser que eles são números reais, pode-se muito bem terminar com um elemento ‘mais próximo’ típico que se pareça como este: Entretanto, esse resultado seria fisicamente incorreto. Tipicamente, há esta discrepância entre o teste e as circunstâncias de produção, porém não no sentido de que a contribuição do poço 1, durante a produção, seria cinqüenta vezes seu desempenho durante o teste. E então consideremos uma contribuição negativa, de modo que a produção do poço 2 flua de volta para dentro do reservatório e em uma taxa de cento e vinte vezes mais rápida do que sua taxa durante o teste.

Assim, se se tiver em vista admitir as premissas físicas de nosso problema, o conjunto da equação (5) é claramente demasiado grande para servir como unia provisão para os mais próximos candidatos aproximantes para a produção total, Um subconjunto útil deste conjunto desta tendência pode ser construído restringindo-se os valores admissíveis para o coeficiente da equação (4). Obviamente, objetiva-se que a contribuição para a produção total não seja negativa, A compilação de todas as combinações rtão-negadvas do conjunto da equação (4) forma um subconjunto especial, convexo, daquela equação (5) chamada o casco cônico do conjunto (4): A equação acima expressa o fato de que os coeficientes operando nas produções separadas são elementos do conjunto de números reais não-negativos. Não haverá dúvida de que as contribuições dos poços separados para a produção total não serão muito maiores do que a produção medida durante a produção. Em vista da contrapressão mais elevada do separador de teste 50, comparada com aquela do separador de massa 30, a seguinte contribuição máxima dos poços durante a produção pode ser esperada em que ideainiente os coeficientes de (8) seriam 1, porém, em vista das incertezas do modelo de poço, eles são permitidos serem ligeiramente maiores do que 1, tais como 1,1. A compilação de todas as combinações de conjunto (4) limitadas acima pela contribuição máxima de (8) constitui novamente um subconjunto convexo da equação (5); especificamente, é um traslado do conjunto dado na equação (7).

Naturalmente, o objetivo é procurar combinações que sejam tanto não negativas como limitadas acima; O conjunto acima, sendo a interseção de dois conjuntos convexos, é ele próprio convexo; ele pode ser interpretado como uma representação matemática do tubo de comunicação.

Em seguida, o objetivo é procurar aqueles elementos neste conjunto que sejam ‘mais próximos’ da produção total. Uma escolha natural para “mais próximo” em nosso presente ajuste seria aquele elemento do conjunto (9) que forneça o menor ‘tamanho’ de sua diferença com a produção total, onde ‘tamanho’ é mais formal mente a norma do espaço de produto interno ambiente.

Tal elemento é chamado a melhor aproximação para a produção total do conjunto do conjunto de tubo de comunicação (9). No presente ajuste esta melhor aproximação é única.

Assim, o resultado é A interpretação da equação (10) é que a melhor aproximação é aquela parte da produção total que pode ser “explicada” pelas produções separadas.

Os coeficientes de (10) são chamados os fatores de reconciliação e este processo, em que uma combinação ponderada das produções separadas é considerada, é chamado reconciliação. Em termos dos modelos de poço, este resultado significa que seu ganho estático é proporcional mente corrigido pelos coeficientes de reconciliação. Isto certamente melhorarão o modelo de poço, no sentido de ser mais “apropriado para o objetivo’ em relação às circunstâncias de produção.

As interações entre os poços nas circunstâncias de produção causarão, em uma larga extensão, a desigualdade entre o teste e as circunstâncias de produção para os poços. Entretanto, as correções dos ganhos estáticos dos modelos de poço não representam apropriadamente esta desigualdade* Isto significa que, após numerosas reconciliações, o poço tem que ser retestado.

Na próxima seção, é descrita uma nova aproximação, chamada de o desenvolvimento ‘Algebraic OiF, que não descreve as interações mútuas entre os poços* A aproximação desta seção pode ser aplicada como uma sintonização fina de tempo real da representação da produção total descrita na seção a seguir. 2, Decomposição O ajuste matemático para todos os desenvolvimentos anteriores foi aquele de um Espaço Vetor, isto é, uma multiplicação escalar é definida operando nos elementos de interesse, notavelmente neste caso, tias produções e, onde os escalares desta multiplicação são reais ou possivelmente números complexos. De um ponto de vista algébrico real e números complexos são elementos de uni Campo. Este ajuste é a estrutura algébrica mais simples que pode sr usada com relação a isto* É improvável que fenômenos naturais, conio produção de óleo, sejam, cobertos inteiramente por esta simples estrutura. Generalizações destes Espaços Vetores são Módulos, em que os ‘escalares” são permitidos ser elementos de um Anel arbitrário e, no presente contexto, um Anel Polinômico. Este contexto possibilita nlo somente as interações entre os poços a serem descritos explicitamente, mas como uma consequência disto, fornece, além disso, uma estratégia para influenciar a Recuperação Final de um reservatório.

Assim, admitamos que a produção total e as produções separadas sejam elementos de um Anel Polinômico As variáveis m ou indeterminadas são remetidas por um homomorfismo de avaliação para - os valores das - entradas como na seção anteriores. Visto que o caráter duplo de um polinômio, como um elemento de um Anel e como um mapeamento seja formalmente bem conhecido, suas consequências totais são muito menos exploradas. Na realidade, os resultados apresentados aqui podem ser associados com um novo ramo da Matemática, cujo nome “Álgebra Comutativa Aproximada” é forjada, uma vez que este enfatiza a interseção entre a Teoria de Aproximação e Álgebra Comutativa.

Um importante subconjunto de um Anel Polinômico é um Ideal - vide, por exemplo, Davi d Cox, John Little e Donal 0’Shea, ‘Ideais, Varieties, and Algorithms’, Springer, Segunda edição, 1997: O Ideal gerado pelas produções separadas é dado por;

Uma importante operação é pegar o Radical de um Ideal: O Radical de I, indicado por V I é o coniunto Para a produção total, em termos das produções separadas, aplica-se: Em vista da equação (13), uma Decomposição da produção total é dada por Comparando-se esta equação com a equação (3), segue-se que, aproximando-se a produção total os coeficientes da última equação foram substituídos pelos polinômios. Estes polinômios podem depender de todas as variáveis envolvidas. Para sermos específicos, o polinômio operando na produção, digamos, do primeiro poço pode, além das variáveis associadas com o primeiro poço, depender das variáveis associadas com os outros poços. Além disso, ele pode depender das variáveis associadas com as medições realizadas na sub-superfície, enquanto que, em particular, a produção total é associada com uma medição realizada em um separador, que está na superfície. Isto significa que os ‘coeficientes polinômicos” da aproximação da produção total da equação (16) expressam tanto os inter-relacionamentos entre os poços de produção como a relação de superfície - sub-superfície.

Uma representação pode ser dada para a contribuição de um poço para a produção total. Sobre a suposição de que a produção total iguale à produção de um único poço, quando todos os outros poços estão fechados, sustenta-se os seguintes resultados: Daí segue-se que a representação supracitada é: O seguinte resultado reforça o fato de que as produções separadas NÃO se somam, em geral, à produção total: Estes resultados podem ser combinados com aproximações a representações polinômicas ‘físicas' para as produções dos dados, ao longo das linhas de Kepler e Gauss, em sua construção das órbitas planetárias em tomo do sol, Mais especificamente, as produções podem ser consideradas como sendo membros de Ideais gerados pelas variáveis associadas pelos mecanismos físicos. Um exemplo de tal variável é a seguinte, associada com a Pressão de Boca de Tubulação (THP) e a Pressão da Linha de Fluxo (FLP) de um poço: Usando-se estes resultados, os polinômios podem ser ‘construídos’ pelos dados, através de uma aplicação de Álgebra Comutativa Aproximada.

Final mente, duas importantes consequências são apresentadas desta aproximação, empregando-se Módulos, em vez dos Espaços Vetores. Primeiramente, outra interpretação da equação (16), com respeito às produções de poço separadas individualmente consideradas, é que o tuple das produções de petróleo é ‘deformado’ movendo-se da ‘situação de teste’, onde cada uma delas não é influenciada por suas vizinhas para a “situação de produção”, em que suas produções mudaram - não necessariamente diminuíram - para as contribuições (18), como um resultado das inter-relações. O trajeto completo ‘contínuo’ entre estas duas situações é uma bomotopia, vide, por exemplo, AUen Hatcher, ‘Algebraic Topology’, Cambridge University Press, 2002. Construiu do-se esta bomotopia pelos dados - utilizando-se uma combinação de cálculos numéricos e simbólicos, obtém-se informação direta acerca das sequências de partida das unidades de produção.

Em segundo lugar, foi adotado tacitamente que a aproximação algébrica acima descrita foi aplicada a dados que podem ser associados com uma escala de tempo de ‘curto-termo’. Por um lado, transformando-se as representações de produção associadas com a escala de tempo de ‘curto-termo’ para uma escala de ‘médio ou longo termo’, notavelmente através da aplicação do Cálculo de Escala de Tempo - vide Martin Bohner e AUan Peterson, ‘Dynamic Equations on Time Scales’, Birkha”user, 2001 - e por outro lado aplicando-se a aproximação algébrica diretamente aos dados associados com uma escala de tempo de meio ou longo termo, a relação entre estas duas representações pode novamente ser moldada na estrutura de uma Retração de Deformação Contínua. Desta vez a mudança das inter-relações descritas pela deformação contínua dá direta informação acerca da redistribuição dos fluidos da sub-superfície. Isto significa um novo método para Previsão, enquanto que a descrição da redistribuição também fornece uma receita para mudá-la, em outras palavras, para influenciar a Recuperação Final do óleo bruto e/ou gás de um campo de petróleo e/ou gás.

REIVINDICAÇÕES

Claims (9)

1. Método para determinar correntes de fluido de multi-fases fluindo de poços individuais (1,2) de um agrupamento de poços de produção de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, em que as correntes de fluído produzidas pelos poços individuais (1, 2) são misturadas e roteadas, via uma unidade de separação de fluido, para dentro dos condutos de saída de fluido, para transporte de correntes, pelo menos parcialmente separadas, de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos; caracterizado pelo fato de compreender: - dispor um fluxímetro (45, 46, 47) em cada conduto de saída de fluido; - produzir óleo e/ou gás do agrupamento de poços e monitorar um padrão dinâmico de fluxo de fluido pela corrente de multi-fases acumulada dos efluentes do poço, produzidos pelo agrupamento de poços, por meio dos fluxímetros (45,46,47); - realizar uma série dc testes de poço, durante os quais a produção de um poço testado é variada e a produção de outros poços é mantida substancialmente constante ou interrompida; - monitorar, durante cada teste de poço, uma impressão digital dinâmica da variação do padrão de fluxo dos efluentes produzidos pelo poço testado; - adotar que um padrão de fluxo dinâmico estimado é um acúmulo de ditas impressões digitais dinâmicas, que são multiplicadas por coeficientes de peso desconhecidos; e - determinar os coeficientes de peso desconhecidos, variando-se iterativamente cada coeficiente de peso, até que o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado substancialmente associe-se com o padrão dinâmico de fluxo de fluido monitorado,

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agrupamento de poços compreende um número de n poços (i). de modo que 1 = 1,2 .. nT e dito método compreende ainda as etapas de - expressar a impressão digital dinâmica para cada poço i como yi(t) = fj(uij(t), u^iít)...)» em que yi (t) é o padrão de fluxo de fluido de multi-fases do poço i como monitorado por todo o período de tempo (t) do teste de poço e uh, u^í ... são as variáveis de produção do poço i, que são determinadas durante o teste de poço; - expressar o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado como em que γ, c o coeficiente de peso desconhecido; (d) expressar o padrão de fluxo de fluido monitorado como (e) comparar y(t)mo„uorElcto com y(t)csiiiiKKio e íteradvaniente variar o(s) coeficiente(s) de peso ji , até y(t)esiimiKj<> substancialmente igualar y (OirH)HÍtorsHÍU‘

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de um processo de reconciliação matemática obter os coeficientes de peso jt.

4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de o processo de reconciliação compreender as etapas de: - definir um espaço funcional S das produções de poço individuais yj(t), em que ScX.X sendo um espaço de produto interno real; - obter o conjunto de tubulação de comunicação consistindo de todas combinações lineares permissíveis das produções separadas; - obter os coeficientes ponderais pela avaliação de uma expressão analítica para a melhor aproximação da produção total do conjunto de tubulação de comunicação.

5. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de o padrão dinâmico de fluxo de fluido estimado é disposto em uma estrutura algébrica de módulos, fornecendo um processo de decomposição em que os coeficientes de ponderação são expressos como funções ponderais que modelam tanto as inter-relações entre os poços como o relação de superfície e sub-superfície.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de a mudança da situação de teste para a situação de produção fornecer seqüências de partida para as unidades de produção.

7. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de dispor o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado, em termos de escalas de médio e longo-termo, fornece um método de previsão e uma estratégia para influenciar a Recuperação Final do óleo bruto e/ou gás de um campo de óleo bruto e/ou gás.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de, durante o teste de poço, o regime de fluxo do poço testado ser variado escalonadamente para monitorar uma parte estática e uma dinâmica de um envelope operacional do poço testado e em que dita impressão digital dinâmica é obtida de um modelo de poço, que converte os dados da parte estática de dito envelope por uma aproximação de ajuste de curva mal definida e que converte os dados da parte linear dinâmica de dito envelope por uma aproximação de identificação de sub-espaço.

9. Sistema para monitorar uma corrente de fluido de multi-fases, fluindo de um agrupamento de poços de produção de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, via uma unidade de separação de fluido (30), para dentro de uma pluralidade de condutos de saída de fluido, para transporte de correntes, pelo menos parcialmente separadas, de óleo bruto, gás natural e/ou outros fluidos; dito sistema caracterizado pelo fato de compreender: - um fluxímetro (45, 46, 47) para monitorar o fluxo de fluido em cada conduto de saída de fluido; - dispositivo para armazenar um padrão de fluxo de fluido dinâmico da corrente de fluido de multi-fases acumulada, produzida pelo agrupamento de poços, como monitorado pelos fluxímetro (45, 46, 47); - dispositivo para realizar uma série de testes de poço, durante os quais a produção de um poço testado é variada e a produção de outros poços é mantida substancialmente constante ou interrompida; - dispositivo de memória, para monitorar, durante cada teste de poço, uma impressão digital dinâmica da variação das características de produção do poço testado; - dispositivo processador, que leva em conta que uma corrente de fluido acumulada, produzida pelo agrupamento de poços, tem um padrão de fluxo dinâmico, que é um acúmulo de ditas impressões digitais dinâmicas, que são multiplicadas por coeficientes ponderais desconhecidos; e - dispositivo processador, para determinar os coeficientes ponderais desconhecidos, variando-se iterativamente cada coeficiente ponderai até o padrão de fluxo de fluido dinâmico adotado substancialmente associar o padrão de fluxo de fluido dinâmico monitorado.