BRPI0713448B1

BRPI0713448B1 - Método para realocar uma vazão final predita para uma zona individual e sistema

Info

Publication number: BRPI0713448B1
Application number: BRPI0713448-7A
Authority: BR
Inventors: Michael E. McCracken; Timothy G. Benish
Original assignee: Exxonmobil Upstream Research Company
Priority date: 2006-06-26
Filing date: 2007-04-27
Publication date: 2019-03-06
Also published as: NO342426B1; EP2038809A2; US8473268B2; BRPI0713448A2; AU2007265695B2; NO20090352L; CA2657996A1; US20090198477A1; WO2008002345A2; EP2038809A4; MY152616A; AU2007265695A1; CA2657996C; EP2038809B1; WO2008002345A3

Abstract

métodos para realocar vazões de uma pluralidade de zonas mescladas, para forçar vazões preditas de uma pluralidade de zonas mescladas para casar substancialmente com um volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas, para realocar taxas preditas para casar substancialmente com um volume mesclado medido, para realocar vazões preditas para uma pluralidade de zonas mescladas, para realocar uma vazão final predita para uma zona individual e para avaliar vazões de uma pluralidade de zonas mescladas, e, sistema. vários métodos e um sistema para incorporar dados de furo abaixo e superficie com modelos e algoritmos de ajuste para realocar vazões de zonas mescladas, tais como poços e reservatórios, são providos. os modelos incluem geralmente fluxo de fluido no reservatório, fluxo de fluido no furo de poço, queda de pressão por um estrangulador, e fluxo de fluido na completação de poço. nestes métodos, os modelos são acoplados com um algoritmo para comparar os resultados das zonas mescladas individuais ao volume mesclado cumulativo total e ajustar pelo menos uma taxa predita de forma que eles casem com a vazão medida através de um período de tempo especificado. um método utiliza um fator de renomeação para o ajuste das taxas preditas. estas comparações e ajustes de alocação podem ser realizados até mesmo quando a frequência das medições de vazão mesclada, a frequência das medições cumulativas, e a frequência das taxas preditas do modelo diferem entre si e diferem do período de tempo especificado.

Description

“MÉTODO PARA REALOCAR UMA VAZÃO FINAL PREDITA PARA UMA ZONA INDIVIDUAL E SISTEMA”

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS [0001] Este pedido reivindica o benefício de Pedido de Patente Provisório US N° 60/816.450, depositado em 26 de junho de 2006.

FUNDAMENTO [0002] Esta seção é pretendida para introduzir vários aspectos da técnica, que podem ser associados com concretizações exemplares da presente invenção. Esta discussão é acreditada ajudar em prover uma estrutura para facilitar um entendimento melhor de aspectos particulares da presente invenção. Por conseguinte, deveria ser entendido que esta seção deveria ser lida neste aspecto, e não necessariamente como admissões da técnica anterior.

CAMPO DA INVENÇÃO [0003] Concretizações da presente invenção relaciona-se geralmente a um método de calcular fluxo de fluido de zonas mescladas. Em particular, a invenção é para um método para realocar vazões de uma pluralidade de zonas mescladas. DESCRIÇÃO DA TÉCNICA RELACIONADA [0004] Uma prática comum da indústria de gás e petróleo é mesclar produção, tanto furo abaixo ou na superfície. Onde múltiplas zonas estão presentes em um reservatório, um plano de desenvolvimento econômico envolveria mesclar a produção de pelo menos algumas das zonas. Mesclar produção também é efetivo em custo em múltiplo cenários de poço, tal como em uma plataforma. Estas práticas conduzem à incerteza em quanto fluido é produzido de uma dada zona, tal como um poço ou reservatório, porque uma única medição de vazão é feita geralmente a jusante da mescla.

[0005] Ambas a informação de taxa e volume de produção alocada a cada zona são úteis para muitas tarefas de vigilância e administração de reservatório. Por exemplo, muitas técnicas para estimar o petróleo ou gás produtível restante em um reservatório dependem de saber precisamente a quantidade de petróleo e/ou gás produzida do reservatório em combinação com a pressão de furo abaixo. Casar

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2/25 história de dados de produção de petróleo, gás e água usando um simulador de reservatório é uma prática comum em fluxos de trabalho usados para tomar decisões de investimento, tal como se ou não perfurar mais poços ou executar operações corretivas no poço.

[0006] Não só a qualidade dos dados de produção alocados limita a qualidade de um modelo casado em história, mas alocação de taxa de qualidade é necessária para gerar volumes de produção precisos para poços individuais ou reservatórios freqüentemente requerido para informação reguladora. Esta informação é a força ativadora para muitos testes de poço de superfície, que freqüentemente envolvem intervenção humana e são caros por causa de equipamento, tais como separadores de teste, e a parada de produção exigida.

[0007] Práticas atuais para determinar vazões de poço freqüentemente envolvem fechar vários poços para obter medições de vazão de poço único ou ajustar fluxo de produção de forma que cada vazão do poço seja determinada de um separador de teste. Poços que mesclam produção de reservatórios empilhados usam freqüentemente ferramentas de registro de produção que têm 'spinners', que podem permitir deduzir as vazões de cada intervalo perfurado. Veja, por exemplo Whittaker, A. C. e Lenn, C. P. (2005), Improving Management and Allocation of Gas Production in Maturing Reservoirs: A Multiphase Spinner Response Model for the 21st Century, '14th Annual SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference', Bahrain, Documento SPE N°93135. Mais recentemente, conclusões flexíveis ou inteligentes foram empregadas com equipamento instalado que pode ser utilizado em determinar as vazões de poço individuais. Estas conclusões permitem para fechar certos intervalos para propósitos de medição.

[0008] Uma vez que medições de vazão de poço individuais sejam adquiridas, métodos de alocação de taxa são utilizados para calcular um fator de alocação para cada poço baseado em sua produção relativa ao total. Estes métodos de alocação de taxa conduzem a custos operacionais adicionais e custos de produção atrasados, associados com períodos de fechamento para cada um dos poços. Além disso, estes métodos não podem responder por mudanças para a relação de taxas entre

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3/25 os testes de separador periódicos. Além disso, abordagens atuais para determinar taxas de poço individuais freqüentemente provêem taxas que são inconsistentes com a pressão de furo abaixo. Por exemplo, as pressões de furo abaixo podem aumentar rapidamente indicando que o poço está sendo fechado, mas aplicando um fator de alocação constante pode alocar produção para esse poço de outro poço que não está fechado durante o mesmo período.

[0009] Vários métodos de predição de taxa e alocação de vazão baseados em correlação e física foram propostos. Por exemplo, um método emprega um algoritmo de otimização para minimizar a diferença entre propriedades preditas e medidas que incluíam pressões temperaturas, e taxas de petróleo usando modelos de simulação incluindo modelos de fluxo de tubo. Veja Melbo, H. et al., (2003), Software that Enables Flow Metering of Well Rates with Long Tiebacks and with Limited or Inaccurate Instrumentation, 'Offshore Technology Conference', Documento N° 15363. Um problema com este método é que as taxas de produção preditas não são reconciliadas com a produção cumulativa. Para o algoritmo de otimização trabalhar corretamente várias medições são precisadas para produzir um alto nível de confiança no modelo, que não é freqüentemente o caso para simulações de reservatório.

[0010] Em outro método, lógica difusa é usada para calcular fatores de alocação de zona individuais baseado principalmente em análise de registro de poço e suportada por dados de engenharia tais como pressões de furo de fundo (BHPs) e propriedades de fluido. Veja Widarsono, B. et al., (2005), Application of Fuzzy Logic for Determining Production Allocation in Commingle Production Wells, '2005 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition', Jakarta, Indonésia, Documento SPE N° 93275. Este método estima as taxas de zona individuais na ausência de uma corrida de registro de produção. Como resultado, este método provê um único fator de alocação para um dado teste de poço de superfície (do poço mesclado), e portanto, enfrenta as mesmas limitações presentes com testes de poço de superfície periódicos. Quer dizer, este método não provê um modo de determinar a mudança em produção relativa de cada zona entre testes de poço de superfície.

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4/25 [0011] Em um método adicional, realocar produção é baseado em medições de fluxo feitas a montante (antes de) do ponto de mescla. Veja Patente US N° 6.561.041, intitulada Production Metering and Well Testing System. Este método requer medidores de fluxo a cada poço individual, que é caro de um ponto de vista de instrumentação e não visto freqüentemente na indústria.

[0012] Em ainda outro método, uma equação analítica baseada na lei de Darcy assumindo condições de gás de estado pseudo-estável para calcular as relações de produção de cada intervalo de um reservatório de multi-intervalo também foi proposta. Veja Prabowo, H. S. e Rinadi M. (1995), A Production Allocation Method for Commingled Gas Completions, 'International Meeting on Petroleum Engineering', Beijing, China, Documento SPE N° 29913. Infelizmente, este método só é válido para reservatórios de gás e impõe várias suposições limitantes nas propriedades de reservatório e fluido. As únicas provas de conceito mostradas para suportar este método estão baseadas em dados simulados.

[0013] Adicionalmente, outro método emprega um algoritmo de realocação que usa uma relação empírica para desempenho de poço junto com a pressão de cabeça de poço para predizer as vazões. Veja Hamad, M. Sudharman, S. e AlMutairi A. (2004), Back Allocation System with Network Visualization, '11th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference', Abu Dabi, U.A.E., Documento SPE N° 88747. Porém, o uso de correlações empíricas (especialmente baseadas em pressão de cabeça de poço) é indesejável porque a correlação provavelmente não é válida através de um longo período de tempo. Também o uso de uma relação empírica pode não forçar a produção cumulativa ser reconciliada por este método.

[0014] A fim de realocar corretamente vazões para uma dada zona, a produção cumulativa medida total deveria ser honrada, que não é obrigado na maioria destes modelos ou métodos preditivos. Tipicamente, métodos de realocação baseados em otimização carecem de etapas adicionais precisadas para reconciliar a produção das zonas individuais modeladas e/ou calculadas com a produção cumulativa. Modelos convencionais que reconciliam produção cumulativa não provêem fatores de

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5/25 alocação que podem mudar a freqüência relativamente alta (por exemplo menos que várias semanas). Como tal, os métodos de alocação que incluem fatores de alocação não freqüentes carecem da habilidade para reconhecer eventos de prazo mais curto (por exemplo freqüência mais alta), tais como poços fechados, mudanças em pele, e mudanças em colocação/retirada de estrangulamento.

[0015] Por conseguinte, a necessidade existe por um método mais preciso de realocar produção de poço gerando taxas de produção preditas que honram a produção mesclada cumulativa medida total. Suficiente para produção de petróleo e gás, um tal método pode prover um modo de determinar a mudança em produção de poço relativa de cada zona entre testes de poço de superfície e deveria reduzir o número requerido de fechamentos.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0016] Uma concretização da invenção provê um método para realocar vazões de uma pluralidade de zonas mescladas. O método inclui gerar vazões preditas, em que cada uma das vazões preditas tem uma freqüência e corresponde a uma zona individual pertencendo à pluralidade de zonas mescladas; selecionar um período de tempo especificado, em que o período de tempo especificado é independente da freqüência de cada uma das vazões preditas; e ajustar as vazões preditas tal que uma soma das vazões preditas ajustadas através do período de tempo especificado seja substancialmente igual a um volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas através do período de tempo especificado.

[0017] Outra concretização da invenção provê um método para forçar vazões preditas de uma pluralidade de zonas mescladas para casar substancialmente com um volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas. O método inclui coletar dados necessários para um modelo de cada uma da pluralidade de zonas mescladas, exercitar o modelo com os dados para cada uma da pluralidade de zonas mescladas, calcular uma vazão predita para cada uma da pluralidade de zonas mescladas baseado no modelo e nos dados, comparar o volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas a uma soma das vazões preditas através de um período de tempo especificado; e ajustar as vazões preditas tal que uma soma

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6/25 das vazões preditas ajustadas através do período de tempo especificado case com o volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas através do período de tempo especificado.

[0018] Ainda outra concretização da invenção provê um método para realocar taxas preditas para casar substancialmente com um volume mesclado medido. O método inclui comparar uma soma de taxas preditas integradas com o passar do tempo para cada uma de uma pluralidade de zonas mescladas para o volume mesclado medido para determinar um excesso ou escassez das taxas preditas no volume medido, e ajustar as taxas preditas com o excesso ou escassez tal que uma soma das taxas preditas ajustadas integradas com o passar do tempo iguale substancialmente o volume mesclado medido.

[0019] Ainda outra concretização da invenção provê um método implementado por computador de realocar vazões preditas para uma pluralidade de zonas mescladas para reconciliar um volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas. O método inclui coletar dados para um modelo de cada uma da pluralidade de zonas mescladas; executar uma análise usando um de pelo menos um modelo de análise transiente de pressão (PTA), um modelo de equilíbrio de material, e um processo de casamento de história baseado em simulações de reservatório para determinar uma ou mais características para cada uma da pluralidade de zonas mescladas; exercitar o modelo com os dados e as características para cada uma da pluralidade de zonas mescladas; calcular uma vazão predita para cada uma da pluralidade de zonas mescladas baseado no modelo e nos dados; e ajustar pelo menos uma da vazão predita tal que uma soma das vazões preditas ajustadas para a pluralidade de zonas mescladas através de um período de tempo especificado seja substancialmente igual ao volume mesclado total através do período de tempo especificado.

[0020] Uma quinta concretização da invenção provê um método para realocar uma vazão predita final para uma zona individual pertencendo a uma pluralidade de zonas mescladas tendo um volume mesclado total. O método inclui geralmente predizer uma ou mais vazões iniciais para a zona individual usando qualquer

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7/25 combinação de dois ou mais métodos de predição de taxa; aplicar fatores de ponderação correspondendo a cada uma da uma ou mais vazões iniciais preditas para gerar uma ou mais vazões preditas ponderadas; calcular a vazão predita final para a zona individual baseado na uma ou mais vazões preditas ponderadas; repetir as primeiras três etapas para cada uma das zonas individuais dentro da pluralidade de zonas mescladas; comparar o volume mesclado total a uma soma das vazões finais preditas; e ajustar as vazões finais preditas tal que uma soma das vazões finais ajustadas preditas através de um período de tempo especificado seja substancialmente igual ao volume mesclado total através do período de tempo especificado.

[0021] Uma sexta concretização provê um sistema. O sistema inclui geralmente um processador e um meio legível por computador contendo um programa para realocar vazão de uma pluralidade de zonas mescladas, que, quando executado pelo processador, executa operações incluindo: gerar vazões preditas, em que cada uma das vazões preditas tem uma frequência e corresponde a uma zona individual pertencendo à pluralidade de zonas mescladas; selecionar um período de tempo especificado, em que o período de tempo especificado é independente da frequência de cada uma das vazões preditas; e ajustar as vazões preditas tal que uma soma das vazões preditas ajustadas através do período de tempo especificado seja substancialmente igual a um volume mesclado total da pluralidade de zonas mescladas através do período de tempo especificado.

[0022] Uma sétima concretização provê um método para avaliar vazões de uma pluralidade de zonas mescladas. O método inclui geralmente gerar vazões preditas, em que cada vazão predita correspondendo a uma zona individual pertencendo à pluralidade de zonas mescladas; integrar a vazão predita através de um período de tempo especificado; somar as vazões preditas integradas; e comparar as vazões preditas somadas e integradas a um volume mesclado total.

[0023] Uma oitava concretização expõe um método para realocar vazão de uma pluralidade de zonas mescladas. O método inclui geralmente gerar pelo menos vazão predita (qj(t)), em que cada uma da pelo menos uma vazão predita (qj(t))

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8/25 corresponde a uma zona individual (j) pertencendo à pluralidade de zonas mescladas; utilizar as vazões preditas (qj(t)) para determinar uma produção cumulativa predita (Qj,_i) através de um período de tempo especificado (At) a um índice de tempo (i) para cada zona individual (j) pertencendo à pluralidade de zonas mescladas; determinar uma produção cumulativa predita ajustada (Qj,*) utilizando a diferença (AQi) entre produção mesclada cumulativa total (Qt,i) e a soma da produção cumulativa predita em que Qt,i é determinado através de At; e determinar pelo menos uma vazão predita ajustada (qj*(t)) utilizando Qj,i*, em que cada q*j(t) corresponde a cada qj(t). BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0024] As vantagens antecedentes e outras da presente invenção podem se tornar aparentes ao revisar a descrição detalhada seguinte e desenhos de exemplos não limitantes de concretizações, em que:

[0025] Figura 1 é uma ilustração de um fluxograma para realocar taxas de produção de poços individuais de acordo com certas concretizações da presente invenção;

[0026] Figura 2 é uma ilustração de um fluxograma para realocar taxas de produção de poços individuais baseado em modelagem de fluxo de fluido em um reservatório de acordo com certas concretizações da presente invenção;

[0027] Figura 3 é uma ilustração de um fluxograma para um algoritmo de comparação e ajuste/renomeação de produção executado em métodos de realocação de taxa de produção de poço das Figuras 1 e 2 de acordo com certas concretizações da presente invenção;

[0028] Figura 4 é uma ilustração de um fluxograma para realocar taxas de produção de poços individuais baseado em modelagem de fluxo de fluido em um furo de poço de acordo com certas concretizações das Figuras 1 e 3 da presente invenção;

[0029] Figura 5 é uma ilustração de um fluxograma para realocar taxas de

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9/25 produção de poços individuais baseado em modelagem de queda de pressão por um estrangulador de acordo com certas concretizações das Figuras 1 e 3 da presente invenção;

[0030] Figura 6 é uma ilustração de um fluxograma para realocar taxas de produção de poços individuais baseado em modelagem de fluxo de fluido em uma completação de poço de acordo com certas concretizações das Figuras 1 e 3 da presente invenção;

[0031] Figuras 7A-7C são diagramas ilustrativos de modelagem com múltiplos reservatórios empilhados de acordo com certas concretizações da Figura 1 da presente invenção; e [0032] Figura 8 é uma ilustração de um fluxograma para realocar taxas de produção de poços individuais baseado em uma combinação de modelos diferentes das Figuras 2, 4, 5, e 6 que pode ser ponderadas de acordo com certas concretizações da presente invenção.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO [0033] Introdução e Definições [0034] Na seção de descrição detalhada seguinte, as concretizações específicas da presente invenção são descritas com relação a concretizações preferidas. Porém, à extensão que a descrição seguinte é específica a uma concretização particular ou um uso particular da presente invenção, é pretendido ser só para propósitos exemplares e provê simplesmente uma descrição das concretizações exemplares. Por conseguinte, a invenção não está limitada às concretizações específicas descritas abaixo, mas em lugar disso, inclui todas as alternativas, modificações, e equivalentes caindo dentro do verdadeiro espírito e extensão das reivindicações anexas.

[0035] Concretizações da presente invenção provêem métodos e aparelhos para realocar as vazões de zonas mescladas incluindo poços e reservatórios mesclados comparando vazões preditas (por exemplo vazões preditas para zonas individuais baseado em dados entrados a um modelo) a vazões medidas e ajustando as vazões preditas para reconciliar a produção cumulativa. Para algumas concretizações, as

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10/25 vazões preditas de uma combinação de modelos diferentes podem ser combinadas com fatores de ponderação para gerar vazões preditas para uma dada zona.

[0036] Como usado aqui, o termo fluxo mesclado geralmente se refere à produção, injeção, ou fluxo cruzado de fluido de duas ou mais zonas separadas por um único canal. Zonas contribuindo a fluxo mesclado podem fazer parte dos mesmos ou reservatórios diferentes.

[0037] Como usado aqui, o termo fluxo cumulativo geralmente se refere à quantidade de fluxo com o passar do tempo. O fluxo pode ser medido ou calculado através de um período de tempo.

[0038] Como usado aqui, o termo zona geralmente se refere a um intervalo ou unidade de rocha diferenciada de rochas circunvizinhas na base de seu conteúdo fóssil ou outras características, tais como falhas ou fraturas. O termo zona também pode se referir a um poço discreto dentro de um grupo mesclado, uma seção de um poço com intervalos empilhados, ou uma porção de um reservatório.

[0039] Como usado aqui, o termo reservatório geralmente se refere a um corpo de subsuperfície de rocha tendo porosidade e permeabilidade suficientes para armazenar e transmitir fluidos.

[0040] Como usado aqui, os termos produção e vazão podem ser usadas intercambiavelmente e geralmente se referem ao volume de fluido produzido por unidade de tempo e podem ser aplicados a fluxos mesclados (por exemplo, produção mesclada) ou zonas individuais (por exemplo produção de poço). O termo vazão também pode se referir às taxas de injeção ou fluxo cruzado.

[0041] Como usado aqui, o termo casamento de história se refere geralmente a um processo de ajustar pelo menos uma de propriedades de reservatório (por exemplo, porosidade, permeabilidade, saturações, compressibilidades, etc.), distribuição de fluido, e propriedades de completação de poço tal que propriedades de reservatório medidas (por exemplo, pressões de furo abaixo) sejam substancialmente iguais para predições de simulador.

[0042] Um Método de Ajuste de Modelagem e Alocação General Exemplar [0043] Historicamente, muitos obstáculos desencorajaram o uso de modelos

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11/25 analíticos e numéricos que predizem taxas de zonas individuais em realocar produção. Como um exemplo, taxas de produção de poços individuais mudam freqüentemente, e elas podem não mudar ao mesmo tempo. Isto faz comparar as taxas entre poços diferentes difícil. Comparações de taxas de produção variáveis podem ser insuficientes se elas simplesmente adicionarem taxas de poço mescladas individuais a um certo momento e comparar a soma à taxa de produção cumulativa total medida nesse mesmo momento. Uma tal abordagem falha para considerar atrasos transientes de fluido entre uma mudança na taxa a um poço e uma mudança no ponto de medição. Assuntos adicionalmente complicadores, as distâncias entre estes locais de medição podem atravessar milhas, que podem criar discrepâncias de amostragem a um dado momento. Para responder por estes transientes de fluido, comparações de acordo com algumas concretizações da invenção podem ser feitas de através de um período de tempo especificado expresso em unidades adequadas, tais como horas, dias ou semanas. Usando períodos de tempo relativamente curtos, eventos de frequência mais alta, tais como poços fechando, mudanças em pele, e mudanças em colocação/retirada de obstáculo podem ser consideradas nas vazões preditas.

[0044] Figura 1 ilustra um método para realocar taxas de produção de zonas de produção mescladas individuais, tais como poços, enquanto os particulares para concretizações diferentes são descritos em detalhes abaixo. As etapas para estes métodos também podem ser aplicadas a taxas de injeção ou taxas de fluxo cruzado para zonas mescladas, incluindo injeção de superfície, injeção intra-zonal, e injeção de teste de poço, como aqueles qualificados na técnica reconhecerão. Porém, as descrições seguintes de várias concretizações se focalizam em produção desde que produção pode ser a aplicação mais amplamente usada e, como mencionado acima, a produção de zonas individuais é requerida frequentemente para informação reguladora.

[0045] Na etapa 100, uma taxa de produção predita para uma dada zona (por exemplo, quaisquer de poços ou intervalos de reservatório 1-n, onde n pode ser qualquer número inteiro) é calculada nas etapas 102, 104 e 106. Para começar,

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12/25 dados de furo abaixo e/ou superfície para uma dada zona podem ser coletados de qualquer fonte adequada, tais como registros de medição ou dados de laboratório como mostrado na etapa 102. O tipo de dados coletados deveria ser baseado no tipo de modelo planejado para uso subsequente. Na etapa 103, os dados coletados podem ser armazenados, por exemplo, em um banco de dados, um arquivo analisável, ou em memória para uso posterior como descrito abaixo. Na etapa 104, os dados podem ser entrados em um programa de software ou incorporados em outros meios para criar um modelo, e o modelo de taxa de produção de zona individual pode ser construído. Para algumas concretizações, o modelo construído pode ser calibrado baseado em quaisquer dados medidos adequados, tais como medições de vazão e pressão, coletados acima em um esforço para atingir maior precisão de vazão predita. Certamente, algumas ou todas das etapas dos métodos gerais e mais detalhados e a modelagem podem ser executados em qualquer sistema de computação adequado, tal como um computador pessoal, um servidor de rede, ou um supercomputador, tais como aqueles qualificados na técnica reconhecerão.

[0046] Uma vez que o modelo tenha sido construído, as taxas de produção preditas para esta zona particular podem ser calculadas na etapa 106. Etapas 102, 104 e 106 podem constituir as etapas envolvidas para calcular uma taxa de produção predita para uma zona individual, e esta etapa 100 pode ser repetida para determinar todas das taxas de produção preditas para outras zonas dentro do grupo mesclado (por exemplo, poços 1 a n). Desde que as taxas preditas das zonas mescladas podem ser usadas em cálculos posteriores, elas podem ser armazenadas na etapa 107, por exemplo, em um banco de dados, um arquivo analisável, ou em memória de acordo com a zona individual à qual uma taxa predita corresponde.

[0047] As taxas preditas calculadas de implementações repetidas da etapa 106 podem ser comparadas subsequentemente contra valores de produção calculados ou medidos na etapa 110. Se dados coletados fossem armazenados na etapa 103 e/ou taxas preditas fossem armazenadas na etapa 107, então estas também podem ser entradas ao algoritmo de comparação e ajuste da etapa 110.

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13/25 [0048] Já que as taxas de produção atuais de cada zona não são normalmente conhecidas por causa do custo, complexidade, e interrupção de medir cada zona individual, a produção cumulativa total de todas as zonas mescladas (produção mesclada cumulativa total) pode ser usada ao invés para comparação. Este valor de produção mesclada cumulativa total pode ser conhecido de medições (talvez coletadas e armazenadas nas etapas 102, 103) ou pode ser calculado extrapolando uma história de medição de medições de produção totais para um período de tempo especificado. Consequentemente, as taxas preditas para cada zona podem ser usadas para calcular uma produção cumulativa para cada zona através de um período de tempo especificado, e então a produção cumulativa para cada zona pode ser somada.

[0049] Esta soma pode ser então comparada contra o valor de produção mesclada cumulativa total atual, e as taxas de produção preditas podem ser ajustadas subsequentemente por conseguinte para casar com a taxa de produção medida através do período de tempo especificado, como explicado abaixo em mais detalhes. Estas comparações e ajustes de alocação podem ser executadas até mesmo quando a frequência das medições de taxa de produção mesclada, a frequência das medições de produção cumulativas, e a frequência das taxas preditas do modelo diferem. Em outras palavras, o período de tempo especificado é independente (por exemplo não limitado) das frequências de predição. As taxas ajustadas 112 que foram reconciliadas com a produção cumulativa podem ser produzidas para uso subsequente.

[0050] Um Método de Modelagem e Ajuste de Alocação de Reservatório Exemplar [0051] Um método para comparar e realocar taxas de produção para zonas mescladas pode utilizar análise de transiente de pressão (PTA), equilíbrio de material (MB), e/ou casamento de história (HM) para analisar dados de pressão de furo abaixo e modelar o reservatório como ilustrado na Figura 2. Porque a PTA pode requerer um valor de partida, uma estimativa inicial para a taxa de produção de um poço individual pode ser criada e introduzida à PTA na etapa 202. Esta estimativa

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14/25 inicial pode ser baseada em quaisquer dados adequados ou análises disso incluindo aplicar fatores de alocação iniciais 201 baseado em testes de poço de produção tradicionais e/ou ponderação de espessura de permeabilidade (kh) a taxas de produção mescladas 203.

[0052] Além de dados de pressão de furo abaixo 205 que podem ter sido medidos à freqüência relativamente alta, propriedades de rocha e fluido 207 podem ser coletadas de registros de medição, dados de laboratório, e outras fontes e introduzidos à PTA, MB e/ou HM na etapa 204. As propriedades de rocha e fluido 207 podem incluir saturações, viscosidade, compressibilidade de rocha, e similar. Uma vez que esta análise seja executada, características críticas do reservatório podem ser determinadas e produzidas. Estas propriedades de reservatório 206 podem incluir kh, espessura, tamanho de reservatório, e suporte de pressão.

[0053] Na etapa 208, as características de reservatório determinadas de PTA, MB, e/ou HM podem ser incorporadas em um ou mais modelos adequados, tais como um modelo de análise de transiente de taxa e/ou um simulador de reservatório, e destes, a taxa de produção predita para o poço individual pode ser calculada na etapa 210. Etapas 202-210 podem ser executadas nos outros poços 1n no grupo mesclado em um esforço para calcular as taxas de produção preditas para estes poços.

[0054] A fim de determinar se as taxas de produção preditas dos modelos estão de acordo com a taxa de produção total medida, o algoritmo de comparação de produção e renomeação/ajuste pode ser empregado na etapa 110. Porque a PTA pode utilizar uma estimativa como uma taxa de produção predita inicial, um processo iterativo pode ser aplicado para convergir em taxas de produção ajustadas finais reconciliadas com produção cumulativa. Na etapa 214, se as taxas ajustadas 112 diferirem significativamente das taxas prévias usadas como entradas à PTA, MB e/ou HM executadas na etapa 204, então o processo começando na etapa 204 pode ser repetido com as taxas de produção ajustadas recentemente calculadas para cada poço individual. Uma vez que as taxas entradas à PTA, MB e/ou HM da etapa 204 sejam quase iguais às taxas de produção ajustadas 112 - ou pelo menos

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15/25 convirjam dentro de um limite aceitável - para todos ou, em alguns casos, quase todos os poços mesclados produzidos da etapa 110, então o modelo deveria ter convergido, e o processo pode parar. Tal processo iterativo pode conduzir a um modelo de reservatório mais preciso, e portanto, uma predição de taxa mais precisa. [0055] Figura 3 é uma ilustração de um fluxograma para o algoritmo de comparação de produção e ajuste/renomeação 110 executado em métodos de realocação de taxa de produção de poço de acordo com certas concretizações da presente invenção. O algoritmo 110 pode incorporar taxas de produção preditas (qj(t)) 301 para cada zona individual e, na etapa 302, pode calcular a produção cumulativa predita Qjj para cada zona individual através de um período de tempo especificado (At) 303 que pode ser entrado por um operador. O cálculo de Qjj pode ser executado integrando a taxa de produção predita (q(t)) 301 para uma dada zona j através do período de tempo especificado (At) 303. Além disso, a taxa de produção predita (q(t)) 301 para uma dada zona j pode ser uma função de tempo em lugar de uma constante, em qual caso também pode ser uma função não linear. Para algumas concretizações, a integração abaixo pode ser executada na etapa 302 onde j é o índice de zona, i é o índice de tempo, e t₀ é um tempo de referência:

ή?-ι-Δϊ’ΐ!

(1) fri4-.li [0056] Para algumas concretizações, o período de tempo especificado (At) 303 é utilizado em um esforço para comparar as taxas de produção preditas (q(t)) 301 com a taxa cumulativa medida (q(t)) 305 ou volume de produção. Por exemplo, se volumes de petróleo mensais forem as únicas medições disponíveis para determinar a produção cumulativa, um período de um mês deveria ser especificado. Se medições de taxa mais freqüentes estiverem disponíveis, talvez de uma linha de saída de separador, o período especificado 303 pode ser um dia ou menos. Usando períodos de tempo especificados mais curtos (At) 303, o método de alocação descrito nesta seção pode ser mais capaz de determinar precisamente as taxas de produção de zonas individuais porque pode ajustar a mudanças na produção de

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16/25 poço ou reservatório que ocorrem dentro de períodos de tempo mais curtos que abordagens tradicionais, tais como testes de poço de superfície e corridas de registro de produção.

[0057] Retornando à Figura 3, na etapa 304, a taxa de produção medida q-r(t) 305 das zonas mescladas pode ser usada para calcular a produção mesclada cumulativa total (Qtj) através do período de tempo especificado (At) 303. Para algumas concretizações, este cálculo pode ser feito integrando a taxa combinada total atual q_T(t) 305 através do período de tempo especificado (At) 303 como mostrado abaixo:

_Qt. = fatfid! ¢2) [0058] Em pelo menos uma concretização alternativa, a produção mesclada cumulativa total (Qtj) através do período de tempo especificado (At) 303 já pode ser conhecida de medições e pode ser usada ao invés.

[0059] Na etapa 306, a diferença (AQ,) entre a produção mesclada cumulativa total (Qtj) calculada na etapa 304 e a soma das produções cumulativas preditas (Qjj) para todos os poços individuais do grupo mesclado (calculada para cada poço individual sem somar na etapa 302) pode ser calculada como mostrado abaixo:

[0060] Este cálculo envolvendo volumes cumulativos provê uma comparação entre a produção total predita e atual.

[0061] A diferença (AQ,) (escassez ou excesso de produção atual) calculada na etapa 306 pode então ser realocada às zonas individuais de forma que a produção cumulativa atual seja reconciliada. A diferença (AQ,) pode ser um número positivo ou negativo. Muitos métodos diferentes podem ser empregados para determinar a quantidade relativa de volume de produção que deveria ser alocado a cada poço. Estes podem incluir, mas não estão limitados a, métodos baseados em uma fração do volume da zona individual para o volume total, um índice de produtividade relativa

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17/25 (que pode ser uma função de kh), ou a confiança relativa que alguém tem nas taxas preditas. Depois que um método de realocação foi decidido, fatores de renomeação (Fj*) para uma zona individual podem ser determinados na etapa 308 baseado no método escolhido. Estes fatores de renomeação (Fj*) podem ser qualquer número de 0 a 1. Na etapa 310, os fatores de renomeação (Fj*) podem ser multiplicados com a diferença (AQ,) calculada na etapa 306 e adicionados à produção cumulativa predita (Qj,i) para cada zona individual para criar números de produção cumulativos preditos ajustados (Qjj*) como mostrado abaixo:

Q*j,i = Qjj + AQ, · F*j (4) [0062] Na etapa 312, taxas de produção ajustadas (q*j(t)) para cada zona individual podem ser determinadas multiplicando a taxa de produção predita (q(t)) 301 por uma relação da produção cumulativa predita ajustada (Qjj*) para a produção cumulativa predita calculada originalmente (Qjj) para cada zona individual. Com o método descrito na Figura 3, estas taxas de produção ajustadas (g*j(t)) deveríam ser reconciliadas com a produção cumulativa predita (Qjj). Além disso, este método pode permitir aos ajustes serem executados não linearmente, que pode ser particularmente importante quando hidráulica de poço é suspeitada de incluir efeitos de fluxo não lineares, tal como fluxo por uma válvula ou outros dispositivos de restrição de fluxo. Uma equação para determinar as taxas de produção ajustadas (q*j(t)) de acordo com algumas concretizações pode ser determinada multiplicando a taxa de produção predita q(t) para a relação da produção cumulativa predita ajustada (Qjj*) para a produção cumulativa predita calculada originalmente (Qjj) para cada intervalo de tempo correspondente de (t₀ + At(i -1)) a (t₀ + At.i) como segue:

('A|^ft+a**^r /CS tf.f Ιλ:^Δγ-(ι-·-1]ι I|to4«·{/-[) W [0063] Como um método alternativo a usar os fatores de renomeação, o excesso ou escassez de produção pode ser dividido igualmente através de cada zona na etapa 310. Porém, este método só provê uma solução rudimentar. Para obter uma solução cientificamente baseada, os ajustes de alocação deveríam ser feitos baseado no desempenho relativo de cada zona e na física do fluxo de fluido como

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18/25 descrito acima.

[0064] Um Método de Modelagem e Ajuste de Alocação de Furo de Poço Exemplar [0065] Um método exemplar alternativo para comparar e realocar taxas de produção para zonas mescladas é ilustrado no fluxograma da Figura 4. O fluxo de fluido entre medidores de pressão durante a produção pode ser modelado tanto em um modo de transiente ou de estado estável. A pressão de furo abaixo 401 e uma pressão a jusante 403 (por exemplo, pressão de cabeça de poço) podem ser medidas para um dado poço cujas propriedades 405, tais como tamanho e aspereza de tubulação podem ser conhecidas. Além disso, propriedades do fluido 407 no dado poço podem ser conhecidas ou medidas e podem incluir viscosidade, a relação de gás/petróleo (GOR), e o corte de água (a relação de água produzida comparada ao volume de fluidos totais produzidos). Ambas destas pressões 401, 403 junto com o fluido 407 e propriedades de poço 405 podem ser entrados em um modelo de fluxo de furo de poço que pode ser exercitado na etapa 402 para predizer a vazão de produção do dado poço com um cálculo executado na etapa 404.

[0066] Em uma concretização, o modelo de fluxo de furo de poço pode ser calibrado usando um teste de poço de produção típico ou alguma outra abordagem adequada. O modelo de fluxo de furo de poço pode predizer as taxas para cada poço (1-n) modelando a relação entre vazões de fluido e a queda de pressão entre dois pontos. Tal modelo pode incorporar física básica incluindo perdas hidrostáticas, perdas de fricção, e perdas de forma, tal como desviando ou convergindo fluxo por tubulares de diâmetros variáveis.

[0067] Uma vez que as taxas preditas para poços individuais dentro do grupo mesclado (por exemplo, poços 1 a N) foram calculadas repetindo os processos cobertos nas etapas 402 e 404 com entradas diferentes dependendo do poço, a produção medida total pode ser comparada na etapa 110 às taxas preditas de modelo usando um algoritmo de comparação e renomeação/ajuste de produção como mostrado na Figura 3 e descrito acima. A saída da etapa 110 deveria ser taxas de produção ajustadas (q*j(t) reconciliadas com produção mesclada cumulativa total

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19/25 (Qt,í) 112. Semelhante ao método de modelagem e ajuste de alocação de reservatório exemplar acima, algumas das etapas do método de modelagem e ajuste de alocação de furo de poço exemplar podem ser iteradas para melhorar o modelo de fluxo de furo de poço baseado nas taxas ajustadas e convergir em taxas de produção ajustadas finais.

[0068] Um Método de Modelagem de Queda de Pressão de Estrangulador e Ajuste de Alocação Exemplar [0069] Outro método para comparar e realocar taxas de produção para zonas mescladas é ilustrado no fluxograma da Figura 5. Neste método, a queda de pressão por um estrangulador 501 pode ser utilizada para predizer a vazão pelo estrangulador e, portanto, do poço. Tratada como um medidor de fluxo, o estrangulador pode estar localizado na cabeça de poço ou furo abaixo. Um modelo monofásico ou polifásico para fluxo por um orifício pode ser empregado dependendo dos fluidos produzidos. O modelo pode incluir outras entradas tais como propriedades de estrangulador 503 (por exemplo tamanho do orifício) e propriedades de fluido 505 (por exemplo viscosidade, GOR e corte de água). O modelo pode ser calibrado usando um teste de poço de produção típico ou outra abordagem adequada. Depois de introduzir os valores necessários e exercitar o modelo de fluxo de estrangulamento na etapa 502, as taxas preditas para um poço individual podem ser calculadas na etapa 504.

[0070] Uma vez que as taxas de produção preditas qj(t) para poços individuais dentro do grupo mesclado (por exemplo poços 1 a N) tenham sido calculadas repetindo os processos cobertos nas etapas 502 e 504 com entradas diferentes dependendo do poço, a produção mesclada cumulativa total (Qt,í) deveria ser comparada na etapa 110 às taxas de produção preditas de modelo usando um algoritmo de comparação e renomeação/ajuste de produção detalhado na Figura 3 e descrito acima. A saída da etapa 110 deveriam ser taxas de produção ajustadas (q*j(t)) reconciliadas com produção mesclada cumulativa total (Qt,í). Semelhante aos outros modelos exemplares e métodos de ajuste de alocação descritos acima, algumas das etapas do método de modelagem de queda de pressão de

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20/25 estrangulador e ajuste de alocação exemplar podem ser iteradas para melhorar o modelo de fluxo de estrangulamento baseado nas taxas de produção ajustadas (q*j(t)) e convergir em taxas de produção ajustadas finais.

[0071] Um Método de Modelagem de Queda de Pressão de Completação e Ajuste de Alocação Exemplar [0072] Ainda outra concretização exemplar alternativa para comparar e realocar taxas de produção para zonas mescladas é ilustrada no fluxograma da Figura 6. Neste método envolvendo, por exemplo, conclusões complexas tais como poços inteligentes ou flexíveis, dados de pressão 601 podem ser providos de múltiplos locais furo abaixo. Por conseguinte, uma série de modelos pode ser empregada para representar a queda de pressão por e as vazões de porções diferentes da completação de poço. Uma completação de poço pode ser qualquer configuração de hardware incluindo, mas não limitada a, telas, válvulas, cobertura, tubulação, cascalho, bicos ou obstruções fixas. Os modelos também podem ser usados para representar fluxo de estado estável ou transiente. Modelos de reservatório simples podem ser usados para simular fluxo de fluido do reservatório, embora modelos de reservatório mais complexos possam ser requeridos em certas situações. Algumas das propriedades de reservatório 603 que podem ser adequadas para alguns modelos de reservatório incluem, mas não estão limitadas a, espessura de permeabilidade (kh), pele, volume de reservatório, e/ou similar. Propriedades de completação 605, tais como o tipo de completação e propriedades de tubulação e propriedades de fluido 607, tais como viscosidade, GOR, e cortou de água, podem ser empregadas pelo modelo de fluxo de conpletação. Usar uma série de modelos para representar o fluxo de completação pode ser particularmente útil para poços produzindo de vários reservatórios empilhados.

[0073] Para algumas concretizações, as respostas dos medidores de pressão podem ser primeiro medidas quando fluidos estão fluindo fora de cada intervalo de reservatório a taxas conhecidas. Enquanto uma relação empírica pode ser derivada destes dados, é preferível se confiar em um modelo de hidráulica baseado em física que relaciona vazões de fluido e a queda de pressão entre os locais de medição de

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21/25 pressão. O modelo de hidráulica pode incluir pelo menos perdas hidrostáticas, perdas de fricção, e perdas de forma, tal como desviando ou convergindo fluxo por tubulares de diâmetros variáveis, dividir fluxo entre espaços de tubulação e anulares, e fluxo por restrições no hardware de completação (por exemplo, vazios em telas de controle de areia, orifícios calibrados, e válvulas de controle de furo abaixo).

[0074] O uso do modelo de hidráulica pode ser útil em determinar as vazões individuais de cada intervalo de reservatório quando os fluxos de cada intervalo de reservatório são mesclados, resultando em uma única vazão de poço. Nesta situação, as pressões medidas podem ser influenciadas pelos efeitos cumulativos dos fluxos mesclados, invalidando qualquer relação empírica derivada por medições da relação de pressão-fluxo ao fluir fluidos de um único intervalo.

[0075] Depois de introduzir os valores e exercitar os modelos compondo o modelo de fluxo de conpletação na etapa 602, as taxas preditas para um poço individual podem ser calculadas na etapa 604. Semelhante aos métodos prévios, todas das taxas preditas para os poços individuais dentro do grupo mesclado (por exemplo poços 1 a N) podem ser calculadas repetindo os processos cobertos nas etapas 602 e 604 com o mesmo tipo de entradas, mas com valores diferentes dependendo do poço. De tudo isso, em casos de produção mesclada de múltiplos intervalos (ou reservatórios), o algoritmo de comparação e renomeação/ajuste de produção (como detalhado na Figura 3 e descrito acima) pode ser aplicado na etapa 110 em um esforço para obter taxas de produção ajustadas 606 reconciliadas com a produção cumulativa medida. Se a vazão total do poço puder ser medida, então a vazão total pode ser comparada à soma das vazões de intervalo como calculadas pelo modelo de hidráulica. A diferença, que pode ser devido a suposições feitas no modelo, desvio de calibração, ou mudanças em propriedades de fluido, pode ser alocada a cada zona baseado no algoritmo de comparação e renomeação/ajuste de produção 110 de forma que a soma das taxas alocadas a cada zona iguale a taxa de produção mesclada cumulativa total.

[0076] Figuras 7A-7C são diagramas ilustrativos de modelagem com múltiplos reservatórios empilhados de acordo com certas concretizações da presente

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22/25 invenção. Na Figura 7A, uma porção de um poço 700 pode cruzar dois intervalos de reservatório 702, 704 e pode ser equipada com válvulas de furo abaixo 706, 708. Com um empacotador ou outro dispositivo de isolamento 709, as válvulas de furo abaixo 706, 708 podem isolar os intervalos de reservatório respectivos 702, 704 de mescla na tubulação 703. Em um modo de calibração, a válvula de topo 706 pode ser aberta enquanto a válvula de fundo 708 permanece fechada. Se a vazão na superfície puder ser medida, a relação entre o fluxo do primeiro intervalo de reservatório 702 e a pressão de tubulação a um primeiro medidor de pressão (P1) pode ser determinada 710. O mesmo procedimento pode ser repetido para determinar a relação entre um segundo medidor de pressão (P2) 712 e o fluxo do segundo intervalo de reservatório 704 quando o primeiro intervalo de reservatório 702 está isolado de entrar na tubulação 703.

[0077] Porém, quando ambas as válvulas 706, 708 estão abertas como mostrado na Figura 7B, a vazão entre a válvula de topo 706 e o medidor (P1) 710 deveria ser maior do que a vazão de primeiro intervalo de reservatório 702. Para calcular a contribuição do primeiro intervalo de reservatório 702, a contribuição do segundo intervalo de reservatório 704 pode ser subtraída da taxa de poço total (se conhecida), ou o valor pode ser determinado do modelo de hidráulica calculando independentemente a contribuição de cada intervalo de reservatório 702, 704. Porém, se o número de intervalos de reservatório exceder dois, o método anterior não pode mais ser usado, e o modelo de hidráulica pode ser usado para calcular a contribuição de cada intervalo de reservatório.

[0078] Em um exemplo específico, as medições de pressão podem ser feitas de tal modo que o fluxo de uma zona específica possa ser determinado sem um modelo de reservatório ou de hidráulica. Como ilustrado na Figura 7C, as medições de pressão podem ser feitas a montante e a jusante de um orifício calibrado 706, 708, em que nem os fluxos a montante nem a jusante deveriam ser afetados pelas vazões. Por exemplo, medidores de pressão (P1a) 710 e (P1b) 712 podem ser usados para medir a pressão fluindo pela válvula de topo 706. Igualmente, medidores de pressão (P2a) 714 e (P2b) 716 podem medir a pressão em qualquer

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23/25 lado da válvula de fundo 708. Porém, como na discussão prévia, um modelo de reservatório ou calibração periódica pode ser executada para determinar as frações de fase em cada zona quando as frações de fase mudam. Alguém qualificado na técnica deveria ser capaz de considerar várias configurações entre isto e a configuração descrita na Figura 7B, quaisquer de quais pode envolver algum nível de modelagem de hidráulica ou reservatório.

[0079] Em concretizações adicionais, o sistema de campo de petróleo pode ser adicionalmente complicado quando as válvulas são ajustáveis com múltiplas colocações de estrangulador, em que as relações de pressão-fluxo podem ser diferentes para cada colocação de válvula. Com estas colocações diferentes, as válvulas podem ser calibradas a várias colocações, embora o modelo de hidráulica pudesse deduzir as relações de pressão-fluxo a posições onde calibração não é executada, contanto que o modelo de hidráulica contenha física suficiente.

[0080] Em ainda outra concretização, os modelos de hidráulica podem ser calibrados usando testes de poço de produção típicos que fecham alternadamente intervalos de produção diferentes (ou reservatórios) como descrito acima. Alternativamente, os modelos de hidráulica podem ser calibrados através de registros de produção - em que dados de 'spinner' registra velocidades de fluido na tubulação - ou através de medições de temperatura (de registros de produção ou de dispositivos medidores de temperatura distribuídos permanentes, por exemplo). Estas calibrações deveriam ser geralmente válidas até a composição ou relações de fase, tais como frações de gás, petróleo, e água mudem significativamente. Os modelos de hidráulica podem responder pela mudança na calibração devido a frações de fase variáveis; porém, um cálculo adicional pode ser requerido para predizer quais intervalos de reservatório estão experimentando a mudança em frações de fase. Um modelo de reservatório pode ser apropriado para fazer este cálculo, embora calibração por medições de campo seja recomendada a intervalos periódicos ou quando precisão mais alta é preferida.

[0081] Em algumas outras concretizações, as pressões medidas podem ser usadas junto com os modelos de hidráulica e reservatório para deduzir as pressões

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24/25 no reservatório. Porque a alocação deveria ser medida com o passar do tempo, o modelo de reservatório pode predizer a pressão de intervalo de reservatório baseado na quantidade de fluido removido de cada intervalo (equilíbrio de massa). A pressão de reservatório, por sua vez, pode ajudar o modelo de hidráulica em determinar a vazão de cada intervalo. Então, a pressão de reservatório assumida pode ser ajustada de forma que a taxa de poço predita (produção) qj(t) seja reconciliada com a taxa de poço total medida ou produção mesclada cumulativa total (QT,i). A diferença entre as pressões de reservatório preditas do equilíbrio de massa e modelos de hidráulica pode ser usada para corrigir a alocação de taxa entre zonas através de um período de tempo especificado (At).

[0082] Um Método de Modelagem de Combinação Ponderada e Ajuste de Alocação Exemplar [0083] Em uma concretização exemplar adicional da presente invenção, combinações de modelos incluindo aquelas descritas acima podem ser empregadas para realocar taxas de zona mesclada como ilustrado na Figura 8. Usando as taxas preditas 801a-801d calculadas dos modelos nas etapas 106, 210, 404, 504 e 604, ou outros modelos, fatores de ponderação diferentes podem ser aplicados nas etapas 802a-802d em um esforço para denotar a confiança relativa (certeza) em cada um dos métodos e modelos sendo combinados. Julgamento de engenharia ou experiência também pode ser usada para aplicar os fatores de ponderação. Para algumas concretizações, os fatores de ponderação podem ser números variando de 0 a 1. Se todas as taxas preditas de cada um dos modelos a ser combinado forem para ser ponderadas igualmente, então os todos os fatores de ponderação deveriam ser iguais. Embora a Figura 8 descreva introduzir todas das taxas preditas dos modelos descritos acima, menos que todos dos modelos podem ser incorporados para algumas concretizações.

[0084] Depois que as taxas ponderadas 803a-803d de cada um dos modelos a ser usado foram calculadas, na etapa 804, uma nova taxa predita pode ser calculada para uma dada zona. Isto pode ser realizado simplesmente somando as taxas ponderadas juntas. Semelhante aos métodos descritos acima que são não

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25/25 combinados, as taxas preditas para poços individuais dentro do grupo mesclado podem ser calculadas repetindo os processos cobertos nas etapas 802a-802d e 804 para qualquer combinação de modelo usado para cada um dos poços. Subseqüentemente na etapa 211, a produção medição total deveria ser comparada às novas taxas preditas calculadas na etapa 804 para cada uma das zonas mescladas usando um algoritmo de comparação e renomeação/ajuste de produção detalhado na Figura 3 e descrito acima. A saída da etapa 110 deveriam ser taxas de produção ajustada (q*j(t)) reconciliadas com produção mesclada cumulativa total (QT,i) 112.

[0085] Depois de ler esta descrição, aqueles qualificados na técnica podem reconhecer que, para algumas concretizações, um processo iterativo pode ser aplicado a quaisquer dos métodos para convergir em vazões ajustadas finais reconciliadas com a produção cumulativa. Se as taxas de produção ajustadas geradas da etapa 110 diferirem significativamente das taxas prévias usadas como entradas à análise ou modelos nas concretizações, então o método começando com a etapa de exercitar o modelo 402, 502, 602 pode ser repetido com as taxas de produção ajustadas calculadas recentemente para cada zona individual. Uma vez que as taxas introduzidas aos modelos sejam quase iguais às taxas de produção ajustadas - ou pelo menos convirjam dentro de um limite aceitável - dentro de uma única repetição para todas ou, em alguns casos, quase todas as zonas mescladas saídas da etapa 110, então os modelos deveriam ter convergido, e o processo pode parar. Tal processo iterativo pode conduzir a um modelo mais preciso, e portanto, uma predição de taxa mais precisa.

[0086] Enquanto a presente invenção pode ser suscetível a várias modificações e formas alternativas, as concretizações exemplares discutidas acima foram mostradas só por meio de exemplo. Porém, deveria ser entendido novamente que a invenção não é pretendida ser limitada às concretizações particulares expostas aqui. Realmente, a presente invenção inclui todas as alternativas, modificações, e equivalentes caindo dentro do verdadeiro espírito e extensão das reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para realocar uma vazão final predita para uma zona individual pertencendo a uma pluralidade de zonas mescladas tendo um volume mesclado total, caracterizado pelo fato de que inclui:

a) predizer uma ou mais vazões iniciais (801a-801d) para a zona individual usando qualquer combinação de dois ou mais métodos de predição de taxa (106, 210, 404, 504, 604);

b) aplicar fatores de ponderação (802a-802d) correspondendo a cada uma da uma ou mais vazões iniciais preditas para gerar uma ou mais vazões preditas ponderadas (803a-803d);

c) calcular a vazão predita final (804) para a zona individual baseado na uma ou mais vazões preditas ponderadas;

d) repetir as etapas a até c para cada uma das zonas individuais dentro da pluralidade de zonas mescladas;

e) comparar o volume mesclado total a uma soma das vazões preditas finais (110); e

f) ajustar as vazões preditas finais (112) tal que uma soma das vazões preditas finais ajustadas através de um período de tempo especificado seja substancialmente igual ao volume mesclado total através do período de tempo especificado.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma das vazões preditas é uma função não linear de tempo.
3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o volume mesclado total é um de medido através do período de tempo especificado e calculado baseado em uma vazão mesclada através do período de tempo especificado.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ajustar as vazões preditas inclui determinar uma diferença entre o volume mesclado total e a soma das vazões preditas integradas através do período de tempo especificado.

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5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que ajustar a vazão predita adicionalmente inclui determinar um fator de renomeação para cada zona individual.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o fator de renomeação está baseado em pelo menos uma de uma fração de um volume de zona individual a um volume de zona mesclada total, um índice de produtividade relativa, e uma confiança relativa nas vazões preditas.
7. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que inclui adicionalmente ajustar a vazão predita para cada zona individual integrada através do período de tempo especificado adicionando o fator de renomeação para cada zona individual multiplicado com a diferença para formar um volume cumulativo ajustado para cada zona individual.
8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ajustar as vazões preditas inclui adicionalmente multiplicar a vazão predita para cada zona individual por uma relação:

do volume cumulativo ajustado para cada zona individual, para a vazão predita para cada zona individual integrada através do período de tempo especificado.
9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que aplicar fatores de ponderação inclui multiplicar cada uma da uma ou mais vazões preditas iniciais por um número variando de 0 a 1.
10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os fatores de ponderação estão baseados em pelo menos um de confiança em dados coletados no um ou mais métodos de predição de taxa, confiança em um modelo usado no um ou mais métodos de predição de taxa, e julgamento de engenharia.
11. Sistema, caracterizado pelo fato de que inclui:

um processador; e um meio legível por computador contendo um programa para realocar vazões de uma pluralidade de zonas mescladas, que, quando executado pelo

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3/3 processador, executa operações como definidas em qualquer uma das reivindicações 1 a 10.