BRPI0708835A2 - mÉtodo para otimizar produÇço de um grupo de poÇos - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA OTIMIZAR PRODUÇçO DE UM GRUPO DE POÇOS. A presente invenção é relativa a um método para otimizar a produção de um grupo de poços com base em uma estimativa das contribuições de poços individuais para a produção do grupo de poços, sob medida para as restrições e requisitos particulares de um ambiente de produção de petróleo e gás. Os poços no grupo podem diferir em termos de natureza e fluxo de seus efluentes e/ou modo de operação, estimulação e/ou manipulação. Os poços podem também produzir a partir de diversas zonas de sub-superficie ou ramais. As cabeças de poço dos poços no grupo podem ser localizadas em terra ou costa afora, acima da superficie do mar ou no fundo do mar. O método de acordo com a invenção pode ser utilizado para gerar um ou mais modelos de otimização levando em consideração somente características e efeitos significativamente relevantes de poço e do sistema de produção.
Description
"MÉTODO PARA OTIMIZAR PRODUÇÃO DE UM GRUPO DE POÇOS"FUNDAMENTO DA INVENÇÃO
A invenção é relativa a um método para otimizar a produçãode um sistema de produção de hidrocarbonetos que compreende um grupo depoços de produção de hidrocarbonetos e um conjunto de separação de fluidos associado.
Tipicamente, correntes de fluidos produzidos por poçosindividuais de um grupo de poços são misturadas em correntes multifásicasem um ou mais condutos distribuidores de produção (cabeçote) eencaminhadas através de um conjunto de separação de fluidos (quecompreende um ou mais separadores volumosos e/ou separadores deprodução) para condutos de saída de fluidos para transporte e vendas de nomínimo correntes de líquidos separadas nominalmente, gás e/ou outros fluidos.
Um problema associado com a administração de escoamentode fluidos nas saídas do separador volumoso ou de produção, é que esteescoamento de fluidos se origina do fluxo misturado a partir de todos ospoços do grupo e não fornece informação a respeito da composição e fluxo defluidos produzidos pelos poços individuais. Conseqüentemente, o fluxoindividual de fluidos produzidos pelos poços individuais não pode sercostumeiramente rastreado de maneira precisa em tempo real ouinstantaneamente. A incapacidade de rastrear as produções individuais depoço individual juntamente com a variabilidade e propriedades de produçãode poço com o tempo, conduz imediatamente a incapacidade de caracterizarcompletamente os poços para a finalidade de predizer escoamentos sediversos ajustamentos de poço são feitos. Além disto, a produção a partir dospoços muitas vezes interage devido à capacidade limitada no distribuidor eseparador para manipular as produções potenciais completas dos poços. Comoum exemplo, superprodução de gás em um poço pode reduzir a produção totalde petróleo no grupo de poços.
Um outro problema com monitorar e controlar a produção deum poço de produção de hidrocarbonetos é que tal poço pode produzir umamistura de petróleo bruto, gás, água e condensados, e que a produção podeconter golfadas irregulares de petróleo bruto, água sólidos e/ou condensados.Medidores de escoamento multifásicos são muitas vezes muito caros, têmenvoltórias operacionais muito restritas. E são muito complexos para instalarem linhas de escoamento de poços individuais para permitir que componentesindividuais petróleo, água e gás da produção do poço sejam medidos de maneira contínua em tempo real, particularmente quando as características deescoamento multifásicas do poço mudam de maneira significativa durante avida do poço. Estes medidores de escoamento multifásico também requeremcalibração na partida e/ou, daí em diante, de tempos em tempos.Conseqüentemente, na vasta pluralidade de casos, a produção de fluidos pelos poços individuais não é costumeiramente medida diretamente de maneiraprecisa, de forma continuada em tempo real.
O Pedido de Patente Internacional WO 03/046485 divulga umsistema de teste de poço e medição de produção no qual a produçãoacumulada de poços de todo um campo é medida a jusante de um separador volumoso no qual frações produzidas de petróleo bruto, água, gás natural,sólidos e/ou condensados são separadas, e o fluxo e composição do petróleobruto produzido e/ou outras frações podem ser monitorados de maneiraprecisa. Esta medição precisa da produção acumulada de poços de todo umcampo é feita de maneira simultânea e comparada com medições menos precisas a montante de medições de escoamento multifásico que são tomadassimultaneamente em cada poço individual.
O Pedido de Patente Internacional do RequerentePCT/EP2005/055680, depositado em 1 de novembro de 2005, "Method andsystem for determining the contributions of individual wells to the productionof a cluster of wells", divulga um método e sistema chamado e daqui emdiante referido como o "Production Universe Real Time Monitoring" (PURTM). O método PU RTM permite estimativa precisa em tempo real dascontribuições de poços individuais para a produção misturada total de umgrupo de poços de produção de petróleo bruto, gás e/ou outros fluidos combase em modelos de poço derivados de dados de teste de poço e atualizadosregularmente utilizando dados dinâmicos de produção misturada. O métodoPU RTM também não requer o desenvolvimento de medidores multifásicosem cada poço monitorado.
O objetivo da presente invenção é fornecer um método esistema para otimizar a produção de um grupo de poços com base em umaestimativa das contribuições de poços individuais para a produção do grupode poços, sob medida para as restrições particulares e requisitos de ambientede produção de petróleo e gás. Os poços no grupo podem diferir em termos denatureza e fluxo de seus efluentes e/ou modo de operação, estimulação e/oumanipulação. Os poços podem também produzir a partir de diversas zonas desub-superfície e/ou ramais. As cabeças de poço dos poços no grupo podemestar localizadas em terra ou costa afora, acima da superfície do mar ou nofundo do mar. O método de acordo com a invenção pode ser utilizado paragerar um ou mais modelos de otimização levando em consideração somentecaracterísticas e efeitos significativamente relevantes do sistema de produçãoe do poço.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
De acordo com a invenção é fornecido um método paraotimizar produção de um grupo de poços do qual correntes efluentes de poçosão misturadas e separadas em um conjunto de separação de fluidos emcorrentes no mínimo parcialmente separadas de petróleo bruto, gás e/ououtros fluidos, o método compreendendo:
a) realizar um teste de poço em cada um dos poços durante oqual a produção a partir do poço testado é variada e uma ou mais variáveis deprodução do poço individual são monitoradas;
b) derivar dos dados obtidos pelos testes de poço um modelode estimativa para cada poço relacionando a variação do padrão deescoamento de efluentes produzidos pelo poço testado e das variáveis deprodução monitoradas do poço;
c) colocar os poços em produção normal misturada de petróleoe/ou gás;
d) monitorar durante a etapa c) um padrão de escoamento defluido dinâmico das correntes no mínimo parcialmente separadas de petróleobruto, gás e/ou outros fluidos, por meio de medidores de escoamentoarranjados nas correntes no mínimo parcialmente separadas de petróleo bruto,gás e/ou outros fluidos a jusante do conjunto de separação de fluido;
e) monitorar durante a etapa c) uma ou mais variáveis deprodução do poço que relacionadas a características das correntes deescoamento multifásicas produzidas pelos poços individuais;
f) estimar de maneira repetida um padrão dinâmico deescoamento de fluido misturado do grupo de poços com base nos modelos deestimativa de acordo com a etapa b) e variáveis de produção monitoradas deacordo com a etapa e);
g) realizar um processo de reconciliação dinâmica no qualdurante um período de reconciliação selecionado:
- é admitido que o padrão de escoamento dinâmico de fluidomisturado estimado de acordo com a etapa f) é uma acumulação de ditosmodelos de estimativa de produção de poço individual que são multiplicadospor coeficiente de ponderação desconhecidos;
- os coeficientes de ponderação desconhecidos são estimadosvariando de maneira iterativa cada coeficiente de ponderação até que o padrãode escoamento dinâmico de fluido misturado estimado correspondasubstancialmente ao padrão de escoamento dinâmico de fluido monitorado; e
- melhores estimativas de escoamento da produção sãofornecidas para o período de reconciliação selecionado, e utilizar os fatores dereconciliação de poço individual com os modelos de estimativa para estimarprodução a partir de cada poço para o próximo período de reconciliação;
h) definir um objetivo de otimização operacional que consistede um objetivo a ser otimizado com relação à produção de um ou mais poçose/ou do grupo de poços;
i) ajustar a produção de efluentes de poço do grupo de poçosde tal modo que o objetivo de otimização seja aproximado; e
j) as etapas g) e i) são repetidas de tempos em tempos.Opcionalmente, o método de acordo com a invenção pode ainda compreendeas etapas de:
- identificar para no mínimo um dos poços no grupo uma oumais variáveis numéricas manipuladas que podem ser manipuladasdiretamente para variar a produção do poço e daí em diante derivar a partir dedados obtidos pelos testes de poço e/ou durante produção misturada normal,e/ou do modelo de estimativa, um modelo de predição relacionado àsvariáveis manipuladas do poço para a variação do fluxo ou o padrão deescoamento e/ou outras características dos efluentes de poço produzidos.Poços sem variáveis manipuladas identificadas terão modelos de predição quesão números constantes iguais às produções nominais estimadas de poços;
- somar os modelos de predição de todos os poços do grupo depoços para fornecer um modelo de predição de produção misturada global;
- ajustar a produção de efluentes de poço por meio dasvariáveis manipuladas do poço como guiadas pelos modelos de predição depoço individual e o modelo de predição de produção misturada global paraalcançar o dito objetivo de otimização.
Opcionalmente, o método de acordo com a invenção podeainda compreender mais as etapas de:
- medir uma pressão(ões) de interação tal como umapressão(ões) dentro de um ou mais distribuidores de produção nas linhas deescoamento que são conectadas às cabeças de poço dos poços do grupo de
poços, em cujos distribuidores cujo fluxo a partir de uma pluralidade de linhasde escoamento de poço é misturado, cuja variação quando variam produçõestotais de poço, indica e articula interações entre correntes de efluentes a partirde diversos poços;
- obter dados dinâmicos relacionado a variações depressão(ões) de interação para as variáveis medidas dos poços a partir deprodução misturada normal e/ou durante períodos de perturbações deprodução e/ou realizando uma série de testes de interação de poço durante osquais a pressão de interação é variada;
- obter a partir dos dados dinâmicos relacionados às variaçõesde pressão(ões) de interação para as variáveis medidas dos poços modelos depredileção de poço relacionados às variações de variáveis manipuladas dopoço e pressão(ões) de interação para a produção dos poços;
- obter dados dinâmicos relacionados às variações depressão(ões) de interação para a produção misturada total a partir de períodosde produção misturada normal e/ou durante períodos de perturbações deprodução e/ou realizando uma série de testes durante os quais a pressão deinteração é variada, e daí em diante um ou mais modelos de interação dedistribuidor relacionados à variação das pressões de interação com osescoamentos de produção misturada total que escoam através dosdistribuidores;
- combinar os modelos de predição de poço com os modelosde pressão de interação para obter um modelo de predição de produçãomisturada global.
Opcionalmente, o método de acordo com a invenção podeainda compreender a etapa de repetir periodicamente o método de otimizaçãoalinhando os modelos de predição com os escoamentos correntes de modoque os modelos de previsão alinhados reflitam os escoamentos correntescomo estimados pelo processo de reconciliação dinâmica.
O objetivo da otimização pode ser uma função de benefícioque relaciona produção de poço acumulada ou combinada em média e/ouindividual a benefício monetário bruto ou líquido, opcionalmente incluindocustos de produção associados.
O objetivo de otimização pode ser requerido ser alcançado aomesmo tempo em que obedece a restrições de produção que consistem delimites nas variáveis manipuladas e/ou nas produções de poços individuaise/ou quantidades de produção de poço que incluem medições e/ou aquela degrupos de poços e/ou nas pressões de interação e/ou nas produções locaismisturadas.
O método de acordo com a invenção pode ainda compreendera etapa de realizar uma otimização utilizando qualquer de uma pluralidade dealgoritmos de otimização numéricos sobre as variáveis manipuladas com baseno objetivo de otimização operacional, opcionalmente com restrições, emodelos de predição de produção misturada global e/ou de poço para produzirum conjunto otimizado de variáveis manipuladas que alcança o objetivo deotimização operacional.
Opcionalmente, a produção de efluentes de poço dos poçospodem ser variada ajustando a abertura de uma válvula de estrangulamento deprodução na cabeça de poço dos poço ou em linhas de escoamento conectadasaos poços, ou de uma válvula de controle de escoamento em um sistema deinjeção de gás de sustentação dos poços, por outros meios de estimular ourestringir a produção dos poços.
Opcionalmente, a produção de efluentes de poço dos poçospode ser variada ajustando a(s) pressão(ões) de interação do sistema deprodução por meio de reorientar a produção de poço através de condutosdistribuidores de produção paralelos que são conectados entre distribuidores amontante e a jusante ou ajustando a pressão do conjunto ou conjuntos deseparação de fluido.
Ajustamentos requeridos preditos pelo método de acordo coma invenção para alcançar os objetivos da otimização podem ser transmitidosautomaticamente para os poços e para o sistema de produção, oualternativamente, depois de validação por um operador humano.
Um ou mais dos modelos de estimativa e/ou de prediçãopodem ser opcionalmente gerados em parte ou no todo a partir decaracterização teórica e/ou empírica física e/ou mecânica e/ou química dospoços e/ou do sistema de produção.
O objetivo da otimização pode ser ajustado em reação à e/ouem antecipação de mudanças aos requisitos de produção e/ou custos e/ouresultados e/ou infra-estrutura de produção e/ou estado dos poços e/ou oestado das instalações de produção; e opcionalmente seguida pela conduçãodo processo de otimização, cujos resultados são implementados e/ouutilizados para análise e planejamento e/ou registrados para ação futura.
O método e sistema delineado aqui é ainda aplicável ao casoonde o objetivo de otimização é alcançado por dispositivo opcional parafechar de maneira temporária a produção em um ou mais poços do grupo depoços ou iniciar a produção de poços do grupo de poços que não estavaminicialmente em produção.
Um ou mais dos modelos de estimativa e/ou predição podemopcionalmente ser comparados e/ou avaliados contra caracterização teóricae/ou empírica física e/ou mecânica e/ou química dos poços e/ou do sistema deprodução, para a finalidade de consertar e/ou diagnosticar e/ou para melhoraros modelos e/ou para a análise que conduz a gerenciamento de produção demaior horizonte de tempo e atividades de otimização.Os métodos desta invenção se aplicam também quando um oumais dos poços do grupo de poços são periodicamente ou intermitentementeoperados ou são operados de tempos em tempos e a produção ou quantidadesassociadas a serem otimizadas e opcionalmente restringidas, são avaliadas,por exemplo feitas em média sobre períodos de tempo fixados maiores do queaquela característica de periodicidade ou operação intermitente.
Os métodos desta invenção também se aplicam quando um oumais dos poços a partir do grupo de poços são periodicamente ouintermitentemente operados ou são operados de tempos em tempos e aduração de sua operação, como uma proporção de um período de tempo fixo étomada (como) uma variável manipulada para o poço.
Os métodos desta invenção aplicam adicionalmente a umobjetivo de otimização definido em poços do grupo de poços com duas oumais zonas de sub-superfície. Neste caso, "modelos de estimativa de zona deprodução" e "modelos de predição de zona de produção" são gerados a emadição aos "modelos de estimativa de produção de poço" e "modelos depredição de produção de poço".
O método de acordo com a invenção permite a caracterizaçãodo comportamento de poços individualmente e dentro do contexto dainstalação de produção global como uma função de variáveis que podem serlivremente manipuladas nos poços, e também para a instalação global. Acaracterização dos poços e suas interações com a instalação permitediretamente a predição e otimização precisas em tempo real de produção depoço dentro do contexto da instalação de produção. O método de acordo coma invenção pode incluir consideração de restrições sobre a produção, quesurgem ao mesmo tempo de interações entre poços devido às limitações nasinstalações, bem como de restrições impostas externamente. O método deacordo com a invenção é também referido como "Production Universe RealTime Optimization (PU RTO).O método "PU RTO" de acordo com a invenção tem diversasvantagem sobre métodos da técnica precedente, por exemplo, como delineadoem PU RTM descrito no Pedido de Patente InternacionalPCT/EP2005/055680. Em particular, o método "PU RTO" de acordo com ainvenção pode ser utilizado para derivar diversas características de sistema deprodução e de poço a partir de simples testes de poço é de produção no poço ena instalação de produção apenas, possibilitando a manutenção de modelomais fácil e dispensando medições e quantidades não medidascontinuadamente, mas, não obstante, variáveis de maneira imprevisíveldurante períodos de tempo em um ambiente de produção, tal como rugosidadeda superfície da tubulação, características e composição de fluidos pressão-volume- temperatura no reservatório, curvas de desempenho de equipamentoe de poço, e similares. Em outras palavras, "PU RTO" é acionado por dados.Especificamente, o modelo de sistema de produção global e de poço dosistema de produção misturado de poço pode ser construído sem preconceitosquanto à sua natureza física subjacente diferente da utilização de relaçõesbásicas e fundamentais topológicas e físicas, e puramente a partir de dados medidos.
O método de acordo com a presente invenção pode serutilizado para fornecer caracterização do sistema de produção e poçocombinada, o que será de benefício adicionalmente para análise fora de linhae atividades de planejamento. Em outras palavras, é um outro benefício dapresente invenção que ela possa fornecer um método e sistema para ligarcaracterísticas de produção corrente de poço em tempo real à análise fora delinha e modelagem para apoiar planejamento e otimização mais amplasemanal e mensal do potencial de um sistema de produção integradoconstituído de diversos grupos de poços e instalações de produção associadas.
BREVE DESCRIÇÃO DOS PADRÂOS
A invenção será descrita à guisa de exemplo em mais detalhecom referência aos desenhos que acompanham, nos quais:
A figura 1 mostra, de maneira esquemática, um sistema deprodução de acordo com a invenção, no qual uma mistura de fluidosmultifásica que compreende petróleo bruto, água, gás natural e/ou outrosfluidos é produzida por um grupo de diversos poços dos quais dois estãorepresentados, e transportada através de tubulações de transporte de fluidomultifásico para um separador volumoso;
A figura 2 mostra, de maneira esquemática, como os "modelosde predição de produção de poço alinhado" e 'modelo de poço alinhado epredição de produção global" são gerados a partir da um conjunto de dados deteste de sistema de produção de poço; e
A figura 3 mostra, de maneira esquemática, o problema de"otimização operacional de produção de poço" e o problema de "otimizaçãooperacional de produção de instalação global" são formulados para solucionaros "pontos de ajuste otimizados" para os poço selecionados para otimizaçãode poço individual e os "pontos de ajuste otimizados" para os outros poços e ainstalação de produção global.
DESCRIÇÃO DETALHADA DE CONFIGURAÇÕES PREFERENCIAISDA INVENÇÃO
É feita referência à figura 1. A figura 1 delineia umaconfiguração simples de um sistema de produção que compreende um grupode poços dos quais efluentes são misturados em um distribuidor de produção eencaminhados para um separador de produção. O poço 1 é mostrado emdetalhe, e pode ser tomado como representativo dos outros poços no grupo.Os outros poços no grupo podem, contudo, diferir em termos de natureza efluxo de seus efluentes e/ou modo de operação/estimulação/manipulação.
O poço 1 compreende um revestimento de poço 3 preso em umfuro de sondagem na formação subterrânea 4 e uma tubulação de produção 5que se estende desde a superfície até a formação subterrânea. O poço aindainclui uma cabeça de poço 10 dotada de equipamento de monitoramento, parafazer medições de poço, tipicamente para medir "pressão da cabeça detubulação" (THP) 13 e "pressão da linha de escoamento" (FLP) 14.Opcionalmente pode haver equipamento de monitoramento furo abaixo, parafazer medições de sub-superfície, por exemplo, pressão de tubulação furoabaixo 18, e/ou de sub-superfície e/ou de tubulação de superfície e/ou pressãode medidores de pressão diferencial de linha de escoamento, por exemplo, demedidores de gás úmido (não mostrado). Os poços também podem produzir apartir de diversas zonas de sub-superfície ou ramais. As cabeças de poço dospoços no grupo podem ser localizadas em terra ou costa afora, acima dasuperfície do mar ou no fundo do mar.
O poço 1, como o poço 2, e alguns, porém nãonecessariamente todos os outros poços no grupo, também terão algum meiode ajustar produção, tal como: um estrangulamento de controle de produção11 ou um afogador de estrangulamento fixo (não mostrado) e/ou um sistemade controle de injeção de gás de sustentação 12 ou válvulas de controle deintervalo furo abaixo (não mostrado) que controlam a produção a partir deuma ou mais regiões de entrada de escoamento do poço. Variáveis numéricasmanipuladas são associadas com cada um destes dispositivos de ajustamentode produção.
O sistema de produção ainda inclui uma pluralidade de linhasde escoamento de produção do poço 20, que se estendem desde as cabeças depoço 10 até um distribuidor de produção 21, uma tubulação de produção 23 eum dispositivo de separação do escoamento multifásico misturado, neste casoum separador de produção 25. A medição de pressão do distribuidor deprodução 22 e a medição de pressão dos separador de produção 26 muitasvezes estarão disponíveis no distribuidor de produção e no separador deprodução, como mostrado. Haverá algum dispositivo para regular o nível doseparador de produção e, opcionalmente sua pressão ou a diferença de pressãoentre o separador e suas saídas de fase única. Para simplicidade uma malha decontrole de pressão 27 está mostrada na figura 1. Tipicamente a medição depressão do distribuidor de produção 23 (alternativamente a medição depressão do separador de produção 29) serão utilizadas como "pressão deinteração", cuja variação quando taxas de produção do poço são variadas, éum indicador do grau de interação entre os poços.
O separador de produção 25 é dotado de saídas para água,petróleo, gás 35, 36 e 37, respectivamente. Cada saída 35, 36 ou 37 é dotadade dispositivos de medição de escoamento 45, 46 e 47, respectivamente.Opcionalmente mais saídas de água e petróleo podem ser combinadas. Apressão do separador de produção pode, opcionalmente, ser controladaregulando o escoamento de gás a partir de 37, afetando com isto a pressão dodistribuidor 26 e a pressão da linha de escoamento 14 e assim a produção dospoços individuais.
As medições de poço que compreendem no mínimo dados de13 e opcionalmente de 14, 18, taxa de injeção de gás de sustentação de 12,posição do estrangulamento de produção 11, e outras medições comodisponíveis, são transmitidas de maneira contínua para o "Sistema deaquisição e controle de dados de produção" 50. De maneira similar, as medições da produção misturada 45, 46, 47 são transmitidas de maneiracontínua para o "Sistema de aquisição e controle de dados de produção" 50.Os trajetos de transmissão de dados típicos estão ilustrados como 14a e 45a.Os dados em 50 são armazenados e estão então, em seguida, disponíveis paraa recuperação de dados não em tempo real para análise de dados e construçãode modelo como delineado nesta Patente. Os dados no "Sistema de controle eaquisição de dados de produção" é também acessado pelo "PU RTM" emtempo real para utilização em conjunto com "modelos de estimativa deprodução de poço" para a estimativa em tempo real contínua de produções depoço individual. Alguns controles de taxa de produção de poço também serãoajustáveis a partir do "sistema de controle e aquisição de dados de produção"50 para ajustar de maneira remota e otimizar a produção de poço, porexemplo, a abertura do estrangulamento de produção ou a taxa de injeção degás de sustentação e a linha de sinalização para controle de taxa de injeção degás de sustentação está mostrada como 12a.
Uma instalação de teste de poço associada pode opcionalmentee preferivelmente estar disponível para teste individual e a caracterização dospoços. Na ausência de uma instalação de teste de poço, teste para a construçãode modelo de poço pode ser conduzido utilizando medições 45, 46, 47 a partirdo separador de produção.
Referência é feita agora à figura 2 que fornece umaconfiguração preferencial do processo de modelagem acionado por dados paraesta invenção. A intenção é gerar modelos úteis de maneira sustentávelajustados para a finalidade da invenção levando em consideração somentecaracterísticas e efeitos significativamente relevantes do poço e sistema deprodução. O procedimento que conduz à geração de "modelos de predição deprodução de poço alinhado" e "modelo de predição de produção global e depoço alinhado" para um grupo de η poços indexados i = l,2,....n, para o qualuma "variável manipulada" para cada poço foi identificada, e para o qual umainstalação de teste de poço dedicada estão disponíveis é descrito como aseguir:
- uma série de testes de poço são conduzidos, durante os quaisa produção de cada poço é avaliada para caracterização do poço mudando a"variável manipulada" do poço. Os dados de teste de poço 60 são utilizadospara gerar um "modelo de estimativa de produção de poço" 61 na forma yj =fj(uj, Vi), válida para uma faixa de Ui, Vi, dentro de um conjunto UiXVi no qualo vetor yi é a produção de petróleo, água e gás do poço i, Ui é o vetor demedições no poço i, e Vi é a variável manipulada no poço i. O procedimentopara construir o "modelo de estimativa de produção de poço" utilizandoinstalações de teste de poço dedicadas é como delineado anteriormente em"PU RTM". Em "PU RTM" não é feita distinção entre as variáveis medidas Uie a variável manipulada Vi (que é também medida) mas a distensão érequerida para esta invenção;
- uma série de "testes de interação de instalações de produçãoe poços" são então conduzidos para obter "dados de testes de interação defacilidades de produção e poço" 62 ou, alternativamente, dados tambémpodem ser derivados de "dados de produção" 63 que contém um registro deeventos dinâmicos durante produção normal, tal como quando poçosprincipais de produção de gás são incorporados.
- um "modelo de interação e manipulação da produção depoços" 65 é então construído relacionando as variações de "variávelmanipulada" do poço e a "pressão de interação" com as medições na linha deescoamento do poço. A relação entre a "variável manipulada" e as mediçõesna linha de escoamento do poço podem ser derivadas de dados de teste depoço 60, por exemplo, DDWTs, ou a partir de "dados de produção" 63ajustando a variável manipulada durante produção de poço normal éregistrando as reações das medições na linha de escoamento do poço. Demaneira similar, a relação entre "pressão de interação" e as medições na linhade escoamento do poço é estabelecida a partir de dados de "testes de interaçãode instalações de produção e poço" 62 ou de "dados de produção" 63 queregistram eventos dinâmicos durante produção normal.
O "modelo de manipulação e interação de produção de poço"65 terá a forma Ui = gi(vÍ5 w), para cada um dos poços i = 1, 2,...n onde wpertencente a weW é a "pressão de interação" comum que se situa noconjunto W, Ui é o vetor de medições no poço i e vi é a variável manipuladano poço i como antes.
Um "modelo de predição de produção de poço" 66 para cadapoço i = 1, 2,...η é então gerado a partir do "modelo de estimativa deprodução de poço" 61 e do "modelo de interação w manipulação de produçãode poço" 65 como a seguir:
<formula>formula see original document page 17</formula>
de modo que a função hj (vÍ5 w) é relativa ao vetor yb a produção de petróleo,água e gás do poço i até o w, à "pressão de interação" comum e Vi a variávelmanipulada no poço i.
Dadas as características do poço 66, é agora requerido derivara dependência de Wi, a "pressão de interação" no distribuidor de produçãonesta configuração, para os escoamentos de produção misturados totaisencaminhados através do distribuidor de produção e opcionalmente devariáveis vw que são manipuladas em um nível de instalações globais quetambém afetam a "pressão de interação" por exemplo, o ponto de ajuste dapressão do separador de produção 27. Isto é alcançado utilizando os dados de"teste de interação de instalações de produção e poços" 62 para construir um"modelo de pressão de interação" 67, w = k(j>,yÍ5 Vi, Ui, w,vw) onde y édefinido ser o vetor da soma da produção dos poços encaminhadas para odistribuidor de produção, neste caso
<formula>formula see original document page 17</formula>
Haverá casos onde dados a partir de teste ou produção do poçonão estão disponíveis ou confiáveis para um poço particular ou partes dosistema global, por exemplo quando um poço ainda não foi trazido paraprodução. Em tais casos modelos baseados em caracterização teórica e/ouempírica física e/ou mecânica e/ou química dos poços e/ou do sistema deprodução podem ser utilizados em lugar de 65 ou 67.
Uma vez que os "modelos de interação e manipulação deprodução de poço" 66 e o "modelo de pressão de interação" 67 estejamdesenvolvidos, o processo de otimização é implementado como pelo fluxo detrabalho na figura 2 e então como na figura 3. As formulações de otimizaçãoda produção desejada são também ajustadas como a seguir:- Otimização de poço 78 para poço selecionados definida por
um índice de ajuste I que é um subconjunto adequado de l,2...n, na formamax Ri(yi,vz)
sujeita a restrições c^yi, Vij Ui)>0, j=l,2,...Ji.
onde Ri(yi,Vi) é o objetivo ou a função benefício 76 para o poço i a sermaximizada variando Vi a variável manipulada no poço i, sujeitar a Jirestrições na produção de poço yi? Vi, Ui,as variáveis manipuladas do poço e asvariáveis medidas, respectivamente definidas pelas desigualdades de restrição
Ci,j(yi, Vi, Ui)>0, 77.
- Otimização de produção global 83 para poços íéI (que são
poços não já otimizados como parte de 78), na forma
maxR( y j m> Ui, w, Vw),
Vi, iE I, vw
sujeitas às restrições Cj (y,yis Vi, Ui, w, vw)>0 J = 1,2,..., Jw, onde R1 (yu Vi) é afunção objetivo ou benefício 81, a ser maximizada variando Vi, a variávelmanipulada nos poços i£l submetidas a Jw restrições 82, Cj (y,yi? Vi, Ui, w,vw)>0 em y, w, vw, a produção misturada global, a pressão de interação e ovetor opcional de variáveis que podem ser manipuladas em um nível deinstalações globais respectivamente, e yÍ5 Vi, Ui, i=l,2,3..n, as produções depoço individuais, variáveis manipuladas do poço e variáveis medidas do poço
para os poços i=l,2,3..n.
Com os poços em produção misturada normal "PU RTM" éoperado em linha para produzir estimativas em tempo real contínuas deprodução em cada poço individual 70. A estimativa "PU RTM"corrente deprodução de poço individual yt e as medições correntes e valores de variávelmanipulada v,,w são utilizadas para alinhar os "modelos de interação emanipulação da produção de poço" Yi=Mvi,w) definindo um deslocamentoconstante d, =y, -/z,(v,,w) em yi,vi,w. Os "modelos de predição de produçãode poço alinhado" 75 então têm a forma yi=hi(vi,w)+di. O processo dealinhamento permite que o foco da otimização esteja em mudançasincrementais na produção no poço e produção global de modo que seΔν,=ν, -ViiAiV=W-W e Ayi = y, -yt, então Ayi = Oi se Avi = 0 e Aw = 0. Parafinalidades ilustrativas o "modelo de predição de produção de poço alinhado"75 para cada poço i pode ser fundida na forma "diferença separada" Ayi =AiAvi + BiAwi. Os símbolos Ai, Bi, podem ser vistos ou como matrizes oufuncionais que operam em Avi e Aw. Opcionalmente termos cruzados etermos de segunda ordem e de ordens mais elevadas em Avi e Aw podem serinseridos sem perda de generalidade.
Para cada poço iel que são poços para os quais umaotimização de poço é desejada, dado seu "modelo de pressão de produção depoço alinhado" 75 e a função objetivo ou benefício 76 e restrições deotimização associadas 77, a otimização de poço 78, pode então ser conduzidapara solucionar para o valor otimizado de Vi, 79 a variável manipulada nopoço i. Observar que a otimização do poço assume necessariamente a variável de interação de poço comum w, que é uma variável afetada pela produçãocoletiva dos poços e variáveis no nível de sistema de produção global, éimutável pela otimização de poço, ou tem efeito desprezível no resultado daotimização.
O "modelo de pressão de interação" 67 w=k(j>,vw) pode seralinhado definindo a constante dw=w-k(y,vw), onde o "valor nominalcorrente" das medições de produção misturada y é indicado por y O"modelo de pressão de interação alinhada" é então da forma w=k(>< ,vw)+dw.Além disto, admitimos que as estimativas y,· foram completamentereconciliadas por "PU RTM" com as últimas medições de produçãomisturadas globais nominais, de modo que
<formula>formula see original document page 19</formula>
Novamente, para finalidades ilustrativas o "modelo de pressão de interaçãoalinhada" também pode ter a forma de "diferença separada" Aw = KAy+LAvw,<formula>formula see original document page 20</formula>
Agora ^yi é a estimativa de produção misturada total a partirdos "modelos de predição de produção de poço alinhado 75. Daí o "modelode predição de produção global + poço alinhado 80 em forma "diferença" éentão construído combinando "modelos de predição de produção de poçoalinhado" 75 com o modelo de "pressão de interação alinhada". A partir de
<formula>formula see original document page 20</formula>
obtemos
<formula>formula see original document page 20</formula>
que é uma forma implícita do "modelo de pressão de produção global + poçoalinhado" 80 relativa às variáveis Ay,Avi,Avw, respectivamente a produçãomisturada total, as variáveis manipuladas nos poços, e as variáveismanipuladas no nível de sistema de produção global. Para dados valores deAvi, Avw, dependendo da forma dos funcionais
<formula>formula see original document page 20</formula>
a forma implícita de 80 pode ser resolvida Ay por uma pluralidade demétodos. No caso onde os componentes de interação
<formula>formula see original document page 20</formula>
matrizes de números reais, por exemplo, temos
<formula>formula see original document page 20</formula>
que é solucionável para Aj) dados valores de Vi, vw, a menos, por exemplo,que o operador
<formula>formula see original document page 20</formula>
não possa ser invertido.
Uma estimativa das variáveis manipuladas Vi, vw requeridapara otimizar a produção da instalação global é então obtida combinando o"modelo de pressão de produção global + poço alinhado" 80 com a funçãoobjetivo ou benefício 81, e restrições de otimização associadas 82 para formar"otimização da produção operacional de instalação global" 83. A otimização éentão conduzida para solucionar aquela para valores ótimos das variáveismanipuladas otimizadas Vi, vw 84.
Dependendo da forma de 83, as variáveis otimizadas 84podem ser computadas diretamente ou um procedimento de otimizaçãonumérico iterativo automatizado aplicado. Existe uma pluralidade deabordagens da otimização iterativa numérica automatizada que são aplicadasdependendo da forma de 83. Fazer referência por exemplo ao livro texto"Nonlinear Programming- theory and algorithms", segunda edição, 1993, porM. Bazaraa, H.D. Sherali e C.M. Shetty, ou mais genericamente para diversosmétodos rigorosos ou heurísticos "Global Optimisation", ver por exemplo"Computers and Chemical Engineering 28 (2004) 1169-1218, "Part I -Retrospective on optimization", e "Part II - Future perspective onoptimization" por L.T. Biegler. I.E. Grossmann e referências nele. Para umaconfiguração preferencial onde as variáveis manipuladas são variáveiscontínuas, e 83 é definido por modelo não linear suave contínuo e funçõesbenefício e restrições de desigualdades, um programa quadrático seqüencial(SQP) com diversos pontos de partida é utilizado para a otimização iterativaautomatizada para produzir as variáveis manipuladas otimizadas.
O conjunto de "variáveis manipuladas otimizadas" está entãodisponível para ação adicional. Opcionalmente as "variáveis manipuladasotimizadas" são relacionadas a operadores de instalação de produção paraimplementação nos poços e na instalação ou, alternativamente, transmitidasdiretamente para o "sistema de controle de aquisição de dados de produção"para implementação automatizada.
A computação e aplicação das variáveis manipuladasotimizadas é conduzida de tempos em tempos e controladas por um sistemade iniciação de otimização 90. Preferivelmente a otimização de produçãooperacional de poço e a otimização de produção operacional de instalaçãoglobal são iniciadas em uma base periódica, por exemplo, uma vez cada diae/ou sob demanda, em antecipação a mudanças do estado da filosofia degerenciamento dos poços ou do sistema de produção ou das restrições ou doobjetivo de otimização. Em uma configuração, mudanças em disponibilidadede sustentação de gás irá iniciar automaticamente uma otimização.
Em uma configuração preferencial do método "PU RTO" deacordo com a invenção:
- Todos os modelos são validado e atualizados quandonecessário utilizando os últimos dados de teste correntes e históricos.
- O "modelo de estimativa de produção de poço PU RTM" éverificado e atualizado periodicamente com verificação contra teste de poçonormal.
- As variáveis de poço manipuladas são cicladasperiodicamente durante produção de poço normal para permitir verificação eatualização dos "modelos de interação e manipulação de poço".
- Os dados de produção são capturados durante operaçõesnormais para validar e atualizar, quando necessário, os "modelos de interaçãoe manipulação de poço" e o "modelo de pressão de interação".
- As "variáveis manipuladas otimizadas" são transmitidasdepois da inspeção por um operador humano.
- A etapa de otimização computacional determina os poços queou serão abertos para retomar a produção de poço individual ou fechados paraparar a produção do poço individual ou comutados para diferentesseparadores de produção, adição às "variáveis manipuladas otimizadas" parao poço enquanto em produção.
Neste caso as variáveis manipuladas Vi, vw irão incluir valoresbinário 0 ou 1, e diversos métodos rigorosos e heurísticos estão disponíveispara sua solução, dependendo da estrutura dos modelos e formulações deotimização utilizados.
- Os modelos de predição dos poços e o sistema de produçãoglobal, que refletem a realidade dos poço e do sistema de produção, deveriamser periodicamente comparados e avaliados contra modelos teóricos físicos emecânicos dos poços e/ou do sistema de produção se estes estão disponíveis.A avaliação e a comparação dos modelos derivados de desempenhos reais dopoço como por esta invenção contra modelos teóricos, irá produzirinformação para auxiliar em gerenciamento de produção de horizonte detempo mais longo, e otimização de atividades.
Claims (18)
1. Método para otimizar produção de um grupo de poços doqual correntes efluentes de poço são misturadas e separadas em um conjuntode separação de fluidos em correntes no mínimo parcialmente separadas depetróleo bruto, gás e/ou outros fluidos, caracterizado pelo fato decompreender:a) realizar um teste de poço em cada um dos poços durante oqual a produção a partir do poço testado é variada e uma ou mais variáveis deprodução do poço individual são monitoradas;b) derivar dos dados obtidos pelos testes de poço um modelode estimativa para cada poço relacionando a variação do padrão deescoamento de efluentes produzidos pelo poço testado e das variáveis deprodução monitoradas do poço;c) colocar o grupamento de poço em produção normalmisturada de petróleo e/ou gás;d) monitorar durante a etapa c) um padrão de escoamento defluido dinâmico das correntes no mínimo parcialmente separadas de petróleobruto, gás e/ou outros fluidos, por meio de medidores de escoamentoarranjados nas correntes no mínimo parcialmente separadas de petróleo bruto,gás e/ou outros fluidos a jusante do conjunto de separação de fluido;e) monitorar durante a etapa c) uma ou mais variáveis deprodução do poço que relacionadas a características das correntes deescoamento multifásicas produzidas pelos poços individuais;f) estimar de maneira repetida um padrão dinâmico deescoamento de fluido misturado do grupo de poços com base nos modelos deestimativa de acordo com a etapa b) e variáveis de produção monitoradas deacordo com a etapa e);g) realizar um processo de reconciliação dinâmica no qualdurante um período de reconciliação selecionado:- é admitido que o padrão de escoamento dinâmico de fluidomisturado estimado de acordo com a etapa f) é uma acumulação de ditosmodelos de estimativa de produção de poço individual que são multiplicadospor coeficiente de ponderação desconhecidos;- os coeficientes de ponderação desconhecidos são estimadosvariando de maneira iterativa cada coeficiente de ponderação até que o padrãode escoamento dinâmico de fluido misturado estimado correspondasubstancialmente ao padrão de escoamento dinâmico de fluido monitorado; e- melhores estimativas de escoamento da produção sãofornecidas para o período de reconciliação selecionado, e utilizar os fatores dereconciliação de poço individual com os modelos de estimativa para estimarprodução a partir de cada poço para o próximo período de reconciliação;h) definir um objetivo de otimização operacional que consistede um objetivo a ser otimizado com relação à produção de um ou mais poçose/ou do grupo de poços;i) ajustar a produção de efluentes de poço do grupo de poçosde tal modo que o objetivo de otimização seja aproximado; ej) as etapas g) e i) são repetidas de tempos em tempos.
2. Método de acordo com a reivindicação 1 caracterizado pelofato de ainda compreende as etapas de:- identificar para no mínimo um dos poços no grupo uma oumais variáveis de produção numéricas manipuladas que podem sermanipuladas diretamente para variar a produção do poço, e daí em diantederivar a partir de dados obtidos pelos testes de poço e/ou durante produçãomisturada normal, e/ou do modelo de estimativa, um modelo de prediçãorelacionado às variáveis manipuladas do poço para a variação do fluxo ou opadrão de escoamento e/ou outras características dos efluentes de poçoproduzidos, no qual quaisquer poços sem variáveis de produção manipuladasidentificadas terão modelos de predição que são números constantes iguais auma produção nominal estimada dos poços;- somar os modelos de predição de todos os poços do grupo depoços para fornecer um modelo de predição de produção misturada global;- ajustar a produção de efluentes de poço por meio dasvariáveis manipuladas do poço como guiadas pelos modelos de predição depoço individual e o modelo de predição de produção misturada global paraalcançar o dito objetivo de otimização.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelofato de ainda compreender as etapas de:- medir uma ou mais pressões de interação tal como umapressão dentro de um ou mais distribuidores de produção em linhas deescoamento de poço que são conectadas às cabeças de poço dos poços dogrupo de poços, em cujos distribuidores o fluxo a partir de uma pluralidade delinhas de escoamento de poço é misturado, a variação de cuja pressão deinteração quando variam produções totais de poço, indica e articula interaçõesentre correntes de efluentes a partir de diversos poços;- obter dados dinâmicos relacionado a variações de pressões deinteração para as variáveis medidas dos poços a partir de produção misturadanormal e/ou durante períodos de perturbações de produção e/ou realizandouma série de testes de interação de poço durante os quais a pressão deinteração é variada;- obter a partir dos dados dinâmicos relacionados às variaçõesde pressões de interação para as variáveis medidas dos poços modelos depredição de poço relacionados às variações de variáveis manipuladas do poçoe pressões de interação para a produção dos poços;- obter dados dinâmicos relacionados às variações de uma oumais pressões de interação para a produção misturada total a partir deperíodos de produção misturada normal e/ou durante períodos de perturbaçõesde produção e/ou realizando uma série de testes durante os quais a pressão deinteração é variada, e daí em diante um ou mais modelos de interação dedistribuidor relacionados à variação de uma ou mais das pressões de interaçãocom os escoamentos de produção misturada total que escoam através dosdistribuidores;- combinar os modelos de predição de poço com os modelosde pressão de interação para obter um modelo de predição de produçãomisturada global.
4. Método de acordo com as reivindicações 2 e 3,caracterizado pelo fato de ainda compreender:repetir periodicamente o método de otimização alinhando osmodelos de predição com os escoamentos correntes de modo que os modelosde predição alinhados reflitam os escoamentos correntes como estimados peloprocesso de reconciliação dinâmica.
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1-4, caracterizado pelo fato do objetivo da otimização ser uma função debenefício que relaciona produção de poço acumulada ou combinada em médiae/ou individual a benefício monetário bruto ou líquido, opcionalmenteincluindo custos de produção associados.
6. Método de acordo com a reivindicação 5 caracterizado pelofato do objetivo da otimização dever ser alcançado ao mesmo tempo em queobedece a restrições de produção que consistem de limites das variáveismanipuladas e/ou nas produções de poços individuais e/ou quantidades deprodução de poço que inclui medições, e/ou aquelas de grupos de poços e/ouem uma ou mais pressões de interação e/ou na produção total misturada dogrupo de poços.
7. Método de acordo com as reivindicações 5 ou 6,caracterizado pelo fato de ainda compreender a etapa de realizar umaotimização utilizando qualquer de uma pluralidade de algoritmos numéricosde otimização sobre as variáveis manipuladas com base no objetivo deotimização operacional, opcionalmente com restrições e/ou modelos depredição de produção misturada global e/ou de poço, para produzir umconjunto de variáveis manipuladas otimizadas que alcançam o objetivo deotimização operacional.
8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1--7, caracterizado pelo fato da produção dos efluentes de poço dos poços servariada ajustando a abertura de uma válvula de estrangulamento de produçãona cabeça de poço dos poços, ou em linhas de escoamento conectadas aospoços, ou de uma válvula de controle de escoamento em um sistema deinjeção de gás de sustentação dos poços ou por outro dispositivo deestimulação ou de restrição da produção dos poços, tal como qualquerdispositivo de fechamento e abertura reversível e controlada de um poço, umponto de ajuste de uma malha de controle no poço com a válvula deestrangulamento de produção como um atuador, um ponto de ajuste de umamalha de controle de pressão ou taxa de injeção de gás de sustentação dopoço, duração de desligamento de injeção de gás de sustentação do poço,duração da injeção de gás de sustentação do poço, taxa de injeção de gás desustentação do poço, um ponto de ajuste de uma malha de controle na linha deinjeção de fluido hidráulico da bomba de jato do poço, velocidade da bombasubmersível elétrica do poço (ESP), velocidade do motor da bomba de hastedo poço, duração do desligamento da bomba de haste do poço e/ou a aberturada válvula de controle no intervalo furo abaixo do poço.
9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1--8, caracterizado pelo fato da produção de efluentes de poço dos poços servariada ajustando uma ou mais pressões de interação do sistema de produçãopor meio de re- encaminhamento da produção do poço através de condutos dedistribuidores de produção paralelos que são conectados entre distribuidores amontante e a jusante e/ou ajustando a pressão do conjunto de separação defluido e/ou ajustando as válvulas para o encaminhamento de efluentes de poçopara um ou mais distribuidores que misturam a produção ou que encaminhama produção misturada para um ou mais separadores de produção e/ouajustando a velocidade de um compressor em um conduto de saída doconjunto de separação de fluido.
10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1-9, caracterizado pelo fato de ajustamentos requeridos preditos para conseguiros objetivos da otimização serem transmitidos automaticamente para os poçose para o sistema de produção, opcionalmente depois de validação por umoperador humano.
11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1-10, caracterizado pelo fato de um ou mais dos modelos de estimativa e/oupredição poderem ser opcionalmente gerados em parte ou no todo a partir decaracterização teórica e/ou empírica física e/ou mecânica e/ou química dospoços e/ou do sistema de produção.
12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1-11, caracterizado pelo fato do objetivo da otimização ser ajustado em reação ae/ou em antecipação a mudanças aos requisitos de produção e/ou custos e/oubenefício e/ou infra-estrutura de produção e/ou estado dos poços e/ou estadodas instalações de produção; e opcionalmente seguida pela condução doprocesso de otimização cujos resultados são implementados e/ou utilizadospara análise e planejamento e/ou registrados para ação futura.
13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1-12, caracterizado pelo fato do objetivo da otimização ser alcançado pordispositivo opcional de fechamento temporário de produção em um ou maispoços do grupamento de poços, ou a iniciação de produção de poços no grupode poços que inicialmente não estavam em produção.
14. Método de acordo com as reivindicações 2 e 3,caracterizado pelo fato de um ou mais da estimativa e/ou modelos de prediçãopoder opcionalmente ser comparado e/ou avaliado contra caracterizaçãoteórica e/ou empírica física e/ou mecânica e/ou química dos poços e/ou dosistema de produção; para a finalidade de solucionar e/ou diagnosticar e/oupara melhorar os modelos e/ou para a análise que conduz a gerenciamento deprodução de horizonte de tempo mais longo e atividades de otimização.
15. Método de acordo com as reivindicações 1-13,caracterizado pelo fato de um ou mais dos poços do grupo de poços seremperiodicamente ou intermitentemente operados ou serem operados de temposem tempos, e a produção ou quantidades associadas serem otimizadas eopcionalmente restringidas e avaliadas por exemplo feitas a média, sobreperíodos de tempo fixados maiores do que aquela característica daperiodicidade ou operação intermitente.
16. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizadopelo fato de um ou mais dos poços do grupo de poços ser periodicamente ouintermitentemente operado ou serem operados de tempos em tempos e aduração de sua operação como uma proporção de um período de tempo fixadoser tomada como a variável manipulada para o poço.
17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1--13, caracterizado pelo fato do método ser aplicado adicionalmente a umobjetivo de otimização definido em poços no grupo de poços com duas oumais zonas de influxo de sub-superfície, caso em que "modelos de estimativade zona de produção" e "modelos de predição de zona de produção" sãogerados em adição aos "modelos de estimativa de produção de poço" e"modelos de predição de produção de poço".
18. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de as variáveis de produção de poço, tais como pressão e/ou outrascaracterísticas de escoamento de fluido das correntes de efluentes de poçoindividuais incluírem uma ou mais das seguintes variáveis: pressão de cabeçada tubulação de poço, pressão da linha de escoamento de poço, temperaturada cabeça da tubulação de poço, temperatura da linha de escoamento de poço,pressões diferenciais através da válvula de estrangulamento da produção dopoço, pressões diferenciais através de qualquer produtor de pressãodiferencial que inclui um venturi de gás úmido, na linha de escoamento depoço, medidores de escoamento nominalmente adequados somente paraescoamento de fase única que são adequados para serem utilizados parafornecer uma entrada para os modelos de estimativa de poço mesmo se o poçotem escoamento multifásico, estado ou posição de abertura de válvula deestrangulamento da produção de poço estado ou posição de abertura dequalquer dispositivo de fechamento e abertura reversível e controlada dopoço, taxa de injeção de gás de sustentação do poço, taxa de injeção de fluidohidráulico da bomba de jato de poço, pressão no revestimento de produção dopoço (ESP), velocidade da bomba submersível elétrica de poço, pressão deadmissão da bomba ESP de poço, pressão de descarga da bomba furo abaixoESP de poço, pressão diferencial do venturi furo abaixo ESP do poço,consumo de energia ESP do poço, corrente da fase do motor ESP do poço,entrada de potência do motor da bomba de haste do poço, velocidade domotor da bomba de haste do poço, deslocamento do curso da bomba de hastedo poço, célula de carga da bomba de haste do poço, posição do eixo da caixade engrenagens da bomba de viga, velocidade diferencial da bomba de hastedo poço, deslizamento do motor/caixa de engrenagem, pressão da tubulaçãofuro abaixo do poço, pressão do anel furo abaixo do poço, temperatura doanel ou tubulação furo abaixo do poço ou diversas derivações deles,monitoradas por sensores de temperatura distribuídos, a abertura de válvulade controle do intervalo furo abaixo, amplitude de uma seleção de freqüênciasde som de um ou mais sensores de som montados em linha de escoamento dopoço, atraso de propagação de perfis de som correlacionados em uma seleçãode freqüências a partir de dois ou mais sensores de som montados em umadireção a montante-jusante em uma linha de escoamento de poço.
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