BRPI0815491B1

BRPI0815491B1 - método para determinar vazões de fluido em um grupo de poços de injeção de fluido conectados a um conduto coletor de suprimento de fluido coletivo

Info

Publication number: BRPI0815491B1
Application number: BRPI0815491A
Authority: BR
Inventors: Lauwerys Christophe; Jozef Maria Briers Jan; Goh Keat-Choon; Stefaan Lutgard Van Overschee Peter
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 2007-08-17
Filing date: 2008-08-15
Publication date: 2018-10-16
Also published as: AU2008290584B2; US20110301851A1; WO2009024544A2; WO2009024544A3; GB201000654D0; BRPI0815491A2; CA2694014A1; GB2466390A; CA2694014C; GB2466390B; US8204693B2; AU2008290584A1

Description

(54) Título: MÉTODO PARA DETERMINAR VAZÕES DE FLUIDO EM UM GRUPO DE POÇOS DE INJEÇÃO DE FLUIDO CONECTADOS A UM CONDUTO COLETOR DE SUPRIMENTO DE FLUIDO COLETIVO (51) lnt.CI.: E21B 41/00; E21B 43/00 (30) Prioridade Unionista: 17/08/2007 EP 07114567.6 (73) Titular(es): SHELL INTERNATIONALE RESEARCH MAATSCHAPPIJ B.V.

(72) Inventor(es): KEAT-CHOON GOH; JAN JOZEF MARIA BRIERS; PETER STEFAAN LUTGARD VAN OVERSCHEE; CHRISTOPHE LAUWERYS (85) Data do Início da Fase Nacional: 12/02/2010 “MÉTODO PARA DETERMINAR VAZÕES DE FLUIDO EM UM

GRUPO DE POÇOS DE INJEÇÃO DE FLUIDO CONECTADOS A UM

CONDUTO COLETOR DE SUPRIMENTO DE FLUIDO COLETIVO”

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

A invenção refere-se a um método para prover medição virtual e auxiliar, monitoramento e controle de injeção de um conjunto de poços de injeção e/ou poços de injeção com zonas e/ou derivações múltiplas, usados para a injeção de fluidos em reservatórios subterrâneos.

Em muitas operações de produção de óleo, onde o óleo é 10 produzido a partir de reservatórios subterrâneos, vários fluidos são injetados no reservatório para aumentar a recuperação de óleo. Os fluidos injetados aumentam a recuperação de óleo ao prover maior suporte de pressão para a extração de óleo ou pelo deslocamento do óleo em direção aos poços. Fluidos típicos injetados no reservatório para as operações IOR incluem água ou gás de hidrocarboneto. No estado da técnica para operações Improved Oil Recovery (Recuperação de Oleo Aperfeiçoada), (IOR), cada poço de injeção pode ter, além disso, múltiplas zonas ou derivações de injeçãopara as quais o fluxo de injeção, para cada zona e/ou derivação, deve ser monitorado e controlado.

Adicionalmente, em muitas operações de produção de óleo, são produzidos efluentes como subprodutos do processo de extração de óleo e gás, e estes efluentes residuais são descartados por injeção em reservatórios através de poços de descarte. Tipicamente, os efluentes descartados nos reservatórios subterrâneos incluem água, ou dióxido de carbono, produzidos em excesso. Muitas vezes, a confiabilidade destas operações de descarte é crítica para o processo simultâneo de produção de óleo e gás. Do mesmo modo, poços de injeção são encontrados também em operações de armazenagem subterrânea, nas quais o gás de hidrocarbonetos é armazenado em locais subterrâneos.

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Nos casos acima, o processo de injeção em formações subterrâneas exige vigilância e controle para monitorar a quantidade de efluentes injetada e para ajustar os fluxos injetados consistentemente com os objectivos do processo, por exemplo, para assegurar uma lavagem uniforme das formações portadoras de óleo.Além disso, a vigilância é necessária para assegurar a detecção de mudanças na receptividade do poço e reservatório à injeção continuada, devido a defeito no poço de injeção, fraturas na matriz do reservatório ou devido a maiores pressões no reservatório.

Na prática convencional, poços de injeção são equipados 10 frequentemente na superfície com fluxímetros monofásicos e medições de pressão. Entretanto, fluxímetros são suscetíveis a desvios na precisão ou falha completa. Por exemplo, hidrômetros tendem a exagerar. Não é anormal, no campo, que a soma das medições de hidrômetros individuais seja muito significativamente diferente da medição do fluxo total de água antes da distribuição para os poços individuais. No caso de falhas de medidor, um algoritmo de computador ou Medidor Virtual pode ser gerado para prover uma estimativa substituta alternativa para os fluxos injetados. Da mesma forma, é desejável prover um método para a validação e reconciliação dos fluxos ou estimativas de injeção. Além do exposto anteriormente, no caso de poços de injeção com zonas múltiplas de injeção e/ou derivações, de modo geral, é problemático prover fluxímetros subsuperficiais para medir os fluxos de injeção para zonas individuais e/ou derivações. Nesses casos, fluxímetros virtuais podem ser apbcados para o rastreamento de injeção em cada zona individual ou derivação.

O pedido de patente internacional do Requerente

PCT/EP2005/055.680, sobcitado ao 1 de Novembro de 2005, Method and system for determining the contributions of individual wells to the production of a cluster of wells, apresenta um método e sistema nomeado e aqui referido como Production Universe Real Time Monitoring (Monitoramento em

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Tempo Real do Universo de Produção) (PU RTM). O método PU RTM permite a estimativa precisa em tempo real (medição virtual) das contribuições de óleo multifásico, água e gás de poços individuais para a produção misturada total de um conjunto de poços de produção de óleo cru, gás e/ou outro fluido, baseada em dados de medição de poço em tempo real, bem como, pressões, em combinação com modelos de poço derivados de dados de uma instalação de teste de poço compartilhada, e atualizados regularmente usando-se reconciliação baseada na comparação das dinâmicas das estimativas de poços e dos dados da produção misturada.

O pedido de patente internacional do Requerente

PCT/EP2007/053345, sobcitado aos 5 de Abril de 2007, METHOD FOR DETERMINING THE CONTRIBUTIONS OF INDIVIDUAL WELLS AND/OR WELL SEGMENTS TO THE PRODUCTION OF A CLUSTER OF WELLS AND/OR WELL SEGMENTS apresenta um método e sistema nomeado e referido aqui a seguir como “PU RTM DDPT. O PU RTM DDPT, utilizado em associação com o método PU RTM, permite a estimativa precisa em tempo real das contribuições de poços individuais, usando modelos de poço baseados em dados derivados exclusivamente da medição de fluxos de produção misturada e a variação dinâmica de fluxo no mesmo, sem o uso de uma instalação de teste de poço. O método PU RTM DDPT é especificamente aplicável e necessário para poços de produção com múltiplas zonas e/ou derivações, e poços sem uma instalação de teste de poço compartilhada, como poços submarinos compartilhando uma única tubulação para as instalações de produção de superfície. Além disso, o pedido de patente internacional do Requerente PCT/EP2007/053348, sobcitado aos 5 de abril de

2007, METHOD AND SYSTEM FOR OPTIMISING THE PRODUCTION

OF A CLUSTER OF WELLS apresenta um método e sistema nomeado e aqui referido como PU RTO. O PU RTO, utibzado em associação com o método de PU RTM, provê um método e sistema para otimizar a produção

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 9/34 diária de um conjunto de poços, com base em uma estimativa das contribuições de poços individuais para a produção misturada, medida continuamente do conjunto de poços, feito sob medida para as restrições e exigências particulares do ambiente de produção de óleo e gás.

É um objetivo da presente invenção, estender os conceitos das invenções acima para prover um método que suporte a medição auxibar e reconcibação de fluxos para poços de injeção, incluindo fluxos de injeção para zonas individuais e/ou derivações de poços de injeção, e o controle de pressões de interior de furo e das taxas de injeção para zonas individuais e/ou derivações de poços de injeção devidamente equipados. Em particular, o método PU RTM DDPT, de caracterização de poços que não têm acesso a instalações de teste de poços compartilhadas, é aplicado a poços de injeção, uma vez que estes poços não têm acesso a instalações de teste de poços compartilhadas.

Pode-se notar, também, que a técnica anterior relevante inclui abordagens que utibzam modelos de termodinâmica e da mecânica de fluidos convencionais, da engenharia química ou física, para rastrear fluxos, por exemplo, a referência Belsim Data Validation Technology, datada de 9 de dezembro de 2004, recuperada da Internet, em www.touchbriefings.com/pdf/1195/Belsim_tech.pdf. Estes métodos apresentam a dificuldade de, a priori, modelos tecnicamente complexos precisarem ser estabelecidos. Esta abordagem é, portanto, difícil de sustentar na prática, uma vez que vários parâmetros físicos e fluidos mudam. Essas abordagens também são baseadas geralmente em totais diários e não incorporam a reconcibação de padrão da invenção PU RTM. A presente invenção é baseada na utibzação prática de dados de campo reais, minuto a minuto, de testes de campo simples, a construção da abordagem PU DDPT

RTM para construir e atuabzar, regular e sistematicamente, modelos para a medição auxibar e para a reconciliação de fluxos de injeção.

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SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De acordo com a invenção é provido um método para determinar vazões de fluido em um grupo de poços de injeção de fluido conectados a um conduto coletor de suprimento de fluido coletivo, compreendendo:

a) monitorar o fluxo de fluido e, opcionalmente, a pressão, no conduto coletor de suprimento de fluido coletivo por meio de um fluxímetro de tubulação principal e, opcionalmente, um medidor de pressão de tubulação principal;

b) monitorar uma ou mais variáveis de poço de injeção em cada poço de injeção ou em sua proximidade, por meio de equipamento de monitoramento de variáveis de poço arranjado no, ou próximo a cada poço de injeção, incluindo um medidor de pressão de cabeça de tubulação em uma tubulação de injeção de fluido no, ou próximo a cada poço de injeção e, opcionalmente, um fluxímetro de superfície ou de interior de furo, um indicador de posição de válvula reguladora de injeção, um medidor de pressão diferencial através de uma restrição de fluxo, um medidor de pressão de Unha de fluxo de cabeça de poço e/ou um medidor de pressão de tubulação de interior de furo;

c) testar seqüencialmente cada um dos poços de injeção do conjunto executando um teste de poço de injeção dinamicamente perturbada (DDIT) sobre o poço testado, durante o teste, o poço sendo primeiramente fechado e, a seguir, aberto gradualmente em uma sequência de etapas, de modo que a taxa de injeção para o poço testado seja variada sobre uma faixa de fluxos, enquanto a taxa de fluido e, opcionalmente, a pressão nos condutos coletores são monitoradas de acordo com a etapa a e uma ou mais variáveis do poço de injeção do poço em teste e de outros poços no conjunto sendo monitoradas de acordo com a etapa b, e controlando os outros poços no conjunto, de modo a fazer com que suas pressões de cabeça de tubulação, ou

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 11/34 leituras de fluxímetro, sejam aproximadamente constantes durante a duração do teste;

d) derivar da etapa c um modelo de estimativa de injeção de poço para cada poço testado, cujo modelo provê uma correlação entre variações da vazão de fluido atribuível ao poço em consideração e, opcionalmente, pressão, no conduto coletor, medida de acordo com a etapa a, e variações de uma ou mais variáveis de poço monitoradas de acordo com a etapa b, durante cada teste de poço de injeção dinamicamente perturbada;

e) injetar fluido através do conduto coletor no conjunto de 10 poços, enquanto um padrão de fluxo de fluido dinâmico, e, opcionalmente, um padrão de pressão dinâmica, no conduto coletor é monitorado de acordo com a etapa a e uma ou mais variáveis de poço, de cada poço de injeção, sendo controladas de acordo com a etapa b, e

f) calcular uma taxa de injeção estimada em cada poço baseada 15 nas variáveis de poço monitoradas e em conformidade com a etapa e para o modelo de estimativa de injeção de poço derivado em conformidade com a etapa d; e onde o método inclui adicionalmente um processo de reconciliação dinâmica compreendendo as etapas de:

g) calcular um padrão de fluxo dinâmico estimado no conduto 20 coletor durante um período de tempo selecionado acumulando os fluxos de injeção estimados de cada um dos poços feitos de acordo com a etapa f durante o período de tempo selecionado e,

h) ajustar iterativamente, para cada poço de injeção, o modelo de estimativa de injeção de poço para aquele poço até que, por todo o período de tempo selecionado, o padrão de fluxo dinâmico estimado acumulado, calculado de acordo com a etapa g, corresponda substancialmente ao padrão de fluxo de fluido dinâmico monitorado da tubulação principal, monitorado de acordo com a etapa e;

i) repetir as etapas g e h ao longo do tempo.

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O equipamento de monitoramento de variável de poço pode compreender, ou não, um ou mais fluxímetros de superfície ou de interior de furo, possivelmente defeituosos ou imprecisos, em um ou mais poços de injeção e um fluxímetro virtual é gerado na etapa f, e então refinado através do processo de reconciliação dinâmica, conforme descrito aqui anteriormente.

Pelo menos um poço de injeção pode ser um poço de injeção com múltiplas zonas e/ou derivações conectadas a um furo de poço principal em um ponto de conexão zonal ou de derivação, provido com uma válvula de controle de influxo (ICV), meios para estimar a posição real da ICV, e um ou mais medidores de pressão de interior de furo localizados a montante e/ou a jusante da ICV para monitorar a pressão de fluido a montante e/ou a jusante da ICV, e o método incluindo adicionalmente:

j) executar um teste de injeção zonal deliberadamente perturbada (DDZIT) durante o qual a vazão do fluido injetado em cada zona do poço multizona testado é variada mudando-se sequencialmente a abertura de cada ICV;

k) monitorar, durante a etapa j, variáveis do poço de injeção, incluindo a vazão de superfície e a pressão do fluido injetado no poço multizona testado, a posição de cada ICV e a pressão de fluido a montante e/ou a jusante de cada ICV;

l) derivar das etapas j e k um modelo de estimativa de injeção zonal para cada uma das zonas testadas, cujo modelo provê uma correlação entre as variáveis de injeção monitoradas e uma taxa de injeção de fluido associada a cada uma das zonas do poço multizona;

m) calcular uma taxa de injeção estimada em cada zona, baseada nas variáveis zonais e de superfície e monitoradas de acordo com a etapa k e modelo de estimativa de injeção zonal derivado de acordo com a etapa 1; e

n) as etapas j, k, 1 serem repetidas ao longo do tempo.

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Quando aplicável aos poços multizona, o método pode compreender adicionalmente as etapas de:

r) definir um alvo de injeção operacional para cada uma das zonas, consistindo de um alvo a ser otimizado e várias restrições sobre os fluxos de injeção zonal e pressões de furo de poço ou outras variáveis medidas na etapa k, e

s) fazer ajustes das estimativas da etapa m para configurar as ICVs zonais de modo que o objetivo da otimização da etapa r seja abordado.

O método, de acordo com a invenção, está referido neste relatório e nas reivindicações como PU Inj. Essas e outras características, aspectos e vantagens do método Inj PU, de acordo com a invenção, estão descritos nas reivindicações anexas, sumário e na descrição detalhada a seguir de modos de realização descritos, nos quais é feita referência aos desenhos anexos.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS

A invenção será descrita, a título de exemplo, em maior detalhe, pela referência aos desenhos anexos, nos quais:

a FIG. 1 mostra esquematicamente um sistema de produção de acordo com a invenção, no qual um fluido é obtido a partir de uma fonte de fluido, medido, distribuído para um grupo de poços de injeção de fluido, dos quais dois estão representados na FIG.l e, posteriormente, injetado em um ou mais reservatórios de subsuperfície;

FIG. 2 ilustra um poço de injeção de três zonas no qual todas as zonas de injeção são originárias de uma tubulação comum com segmentos que formam regiões de influxo diferentes, a conexão sequencial entre as zonas do poço e a tubulação compartilhada sendo chamada de uma “cadeia em margarida”.

FIG. 3 ilustra um poço de injeção de duas zonas no qual as zonas de injeção superior e inferior derivam de um único ponto através de

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 14/34 uma tubulação concêntrica.

FIG. 4 mostra esquematicamente como os dados do teste de poço de injeção deliberadamente perturbada são usados para construir modelos de estimativa de injeção de poço superficial e como as estimativas em tempo real são geradas.

FIG. 5 mostra esquematicamente a computação de fatores de reconciliação para um conjunto de poços de injeção para estimativas reconciliadas e, opcionalmente, para a validação de leituras de medidores de poço individuais.

FIG. 6 mostra esquematicamente bem como dados de teste de poço de injeção zonal são usados para construir os modelos de poço de estimativas de injeção zonal e como as estimativas em tempo real de injeção para zonas individuais são geradas.

FIG. 7 mostra as etapas na utilização dos dados para gerar pontos de ajuste para o controle de injeção superficial e ajustes da ICV de subsuperfície para controlar as taxas de injeção e as pressões em cada zona.

Descrição detalhada de modos de realização preferidos da invenção

A FIG. 1 apresenta um sistema de injeção de fluido compreendendo um conjunto de poços de injeção que recebem o fluido de injeção de uma fonte comum 30, para o qual um fluxímetro de tubulação principal 28 mede de vazão de injeção global, e um transmissor de pressão de tubulação principal 25 mede a pressão de suprimento de fluido. O fluido injetado pode compreender água, vapor, gás natural, dióxido de carbono, nitrogênio, agentes químicos de recuperação de óleo realçados (EOR), e/ou outros fluidos.

O fluido é distribuído através de um coletor de injeção 21 para o conjunto de poços de injeção, cada um com uma válvula de isolamento 16 na Unha de fluxo de poço 15. O poço de injeção 1 está mostrado em detalhe e

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 15/34 pode ser tomado como representativo dos outros poços de injeção no conjunto. O poço 1 compreende um revestimento de poço 3 preso em um furo de poço na formação subterrânea 4 e uma tubulação de produção 5 se estendendo da superfície do furo de poço em contato com a formação subterrânea. O caminho de fluxo, no ânulo entre a tubulação e o revestimento, é bloqueado por um obturador 6. O poço 1 inclui adicionalmente uma cabeça de poço 10 provida com equipamento de monitoramento de variável de poço para fazer medições de variável de poço, tipicamente um medidor de THP 13 para medir a Pressão na Cabeça da Tubulação (THP). Opcionalmente, o equipamento de monitoramento de poço compreende um medidor de Pressão de Linha de Fluxo (FLP) 12 para monitorar a pressão na linha de fluxo superficial de poço, e um fluxímetro de fluido de injeção 14. Opcionalmente, uma válvula reguladora de injeção estará disponível para regular o fluxo de injeção para o poço e, ainda opcionalmente, um meio para controlar automaticamente a válvula através de um atuador 11, cuja posição será registrada. Opcionalmente, podemos ter equipamento de monitoramento de interior de furo para fazer medições subterrâneas, por exemplo, um Medidor de Pressão de Tubulação de Interior de Poço (DHP) 18. As cabeças de poço dos poços de injeção, em um conjunto, podem estar localizadas em terra ou em mar aberto, acima da superfície do mar ou sobre o leito do mar.

Um ou mais poços de injeção também podem injetar em duas ou mais zonas subterrâneas ou derivações, com configurações de subsuperfície tipicamente como mostrado nas FIG. 2 e FIG. 3. A FIG. 2 ilustra um poço de injeção de fluido multizona 80 com a tubulação 5 se estendendo para segmentos de poço que formam três zonas produtoras distintas 80A, 80B e 80C, separadas por obturadores 6. Cada zona tem meios para medir as variações de quantidades termodinâmicas dos fluidos dentro da zona, quando a injeção de fluido para cada zona varia, e estes podem incluir um ou mais medidores de pressão de tubulação de interior de furo 83 e um ou

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 16/34 mais medidores de pressão de ânulo de interior de furo 82. Cada zona terá um meio para ajustar remotamente a injeção para a zona a partir da tubulação, por exemplo, uma válvula de controle de influxo (ou intervalo) (ICV) 81, variável bgada/desligada, ou passo-a-passo, ou variável continuamente. O poço multizona 80 inclui adicionalmente uma cabeça de poço 10 provida com dispositivos de medição de variável de poço, por exemplo, medidor de Pressão de Cabeça de Tubulação (THP) 13 e medidor de Pressão de Linha de Fluxo (FLP) 12, com a maior parte dos medidores de pressão de tubulação de interior de furo a montante, correspondendo ao item 18, na FIG.

1.

A FIG. 3 ilustra uma configuração opcional com um poço de injeção de duas zonas (Zona A e Zona B, separadas por obturadores 6) com a tubulação 5 derivando para dois caminhos de fluxo concêntricos separados para a Zona A e Zona B, controlados através de válvulas de controle de influxo ICV A e ICV B, 81, variáveis hgada/deshgada, ou passo-a-passo, ou variáveis continuamente. Cada zona tem meios de medir as variações de quantidades termodinâmicas dos fluidos dentro da zona, quando a injeção de fluido para cada zona varia, e estes podem incluir um ou mais medidores de pressão de tubulação de interior de furo compartilhados 83 e um ou mais medidores de pressão de ânulo de interior de furo 82, para cada zona.

As medições de poço compreendendo pelo menos dados de 13, e 83, a posição do regulador de injeção lie, opcionalmente, de 12, 14 e de outros dispositivos de medição, quando disponíveis, são transmitidos continuamente para o Sistema de Aquisição e Controle de Dados 40. Da mesma forma, as medições de suprimento de fluido de injeção 25, 28 são transmitidas continuamente para o Sistema de Aquisição e Controle de

Dados 50, na FIG. 1. Os caminhos de transmissão de dados típicos estão ilustrados como 14a e 28a. O dado em 40 é armazenado no Histórico de dados de Produção 41 e, então, subsequentemente disponível para

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 17/34 recuperação de dados em tempo não real, para análise de dados, construção de modelo e controle, conforme descrito neste documento.

Agora será feito referência à FIG. 4, que provê um modo de realização preferido do processo de modelagem PU Inj, de acordo com esta invenção. A intenção é gerar modelos úteis sustentáveis adequados para o objetivo da invenção levando em consideração apenas as características e efeitos significativos do sistema de injeção.

O conjunto de poços de injeção pode incluir um número de n poços indexados i = 1, 2,..., n, e o método pode incluir as etapas iniciais de testes de injeção de poços 60. Isto é conseguido através da realização de uma série de ações durante as quais a injeção para um poço testado é variada ajustando-se 11, opcionalmente 16, incluindo fechar a injeção do poço por um período de tempo e, a seguir, reiniciar a injeção do poço testado em etapas, nas quais o poço testado é induzido a produzir a taxas de injeção múltiplas sobre um intervalo de injeção potencial normal do poço, ao mesmo tempo controlando os outros poços no conjunto, de modo a fazer com que suas pressões de cabeça de tubulação ou, opcionalmente, leituras de fluxímetros, sejam aproximadamente constantes durante a duração do teste. Durante a duração do tempo do teste, incluindo os períodos imediatamente antes e depois do teste, o fluxo de suprimento 28 e pressão 25 e todas as medições disponíveis nos poços sendo registradas, o teste sendo referido, daqui em diante, como um Teste de Injeção Deliberadamente Perturbada (DDIT). Neste teste, a vazão de injeção através do poço testado é inferida pela diferença entre o fluxo da tubulação principal quando o poço foi fechado e o fluxo da tubulação principal registrado durante o teste.

Opcionalmente, se um poço tivesse um fluxímetro, então, as informações históricas da variação da vazão 61 e outras variáveis medidas no poço 62 poderíam ser usadas para construir um modelo de estimativa de injeção de poço.

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Além disso, opcionalmente, a pressão de suprimento comum, como registrado em 25, pode ser alterada em etapas, de modo que as taxas de injeção dos poços sejam variadas simultaneamente.

Opcionalmente, se cada poço tivesse um fluxímetro, a pressão 5 de alimentação comum, como registrado em 25, poderia ser alterada em etapas, de modo que as taxas de injeção dos poços fossem variadassimultaneamente.

Além disso, opcionalmente, outros métodos, como descrito no pedido de patente internacional PCT/EP2007/053345 podem ser usados para construir um modelo de estimativa de injeção de poço. Como exemplo, uma sequencia de testes de poço de injeção pode ser realizada de modo que, seqüencialmente, cada um dos poços do conjunto também seja testado para caracterização, inicialmente fechando-se todos os poços no conjunto e, subsequentemente, iniciando-se a injeção para um poço de cada vez, em sequencia, com poços iniciados individualmente em etapas para produzir em taxas de injeção múltiplas sobre a faixa de operação potencial normal do poço, ao mesmo tempo, o fluxo de suprimento 28 e a pressão 25 sendo registrados. Desta sequencia de testes de poço: (i) uma estimativa da injeção de um primeiro poço a ser iniciada é obtida diretamente do teste de poço injeção do primeiro poço e o modelo de estimativa de injeção de poço é calculado para aquele poço, (ii) a injeção do segundo poço a ser iniciada é derivada subtraindo-se a injeção do primeiro poço utilizando-se o modelo de poço do primeiro poço já estabelecido e (iii) a injeção e modelo de estimativa de injeção de poço do terceiro e de qualquer outro poço iniciado subsequentemente sendo computados na sequência de suas inicializações, obtendo-se, desse modo, o modelo de estimativa de injeção de poço de cada poço do conjunto de poços.

Providos os dados de teste de injeção 60, como descrito acima, o modelo de estimativa de injeção de poço para cada poço i é expresso

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 19/34 como i (t) = at + j (fiyUíj (£), U2/ onde o valor ; (í) é a injeção estimada para o poço i quando monitorada durante todo o período de tempo t do teste de poço, e í/n(£), 1/2/(£),-, são as medições dinâmicas no poço i que são determinadas durante o teste de poço, incluindo um ou mais dos itens 12,

13, 11, 25, na FIG. 1. O escalar a, e o vetor β, com ;(/%, üu, 02/,-) = 0 para todos os βι para qualquer conjunto nominal de medições de operação de poço íhi, ui/,-, são computados para prover um mínimo quadrado matemático que melhor se ajuste em relação ao / (í) e uu (£), ui/ (¢),-. Neste modo de realização da matemática, / (/), tfe/ (£),...) pode ser visto como o ganho do modelo de estimativa de produção de poço, ao redor do ponto de operação nominal ü\_h úi/,-, e a/ pode ser visto como a tendência, ou deslocamento, ou âncora ao redor daquele ponto de operação, e a função (al) / (β/,ιΐ\ί (£), U2i (£),...) pode ser linear ou não linear, mas de qualquer forma parametrizada pelo vetor βι.

O modelo de estimativa de injeção de poço 64 é, então, / (í) = ai + /(fi/,ih/(f), U2/(¢),-), onde Ϋ/ (í) é a estimativa de fluxo de injeção do poço i no tempo í. O modelo 64 pode, então, ser combinado com valores em tempo real de í/n(£), U2/(¢),..., item 65 na FIG. 4, para dar (í), o fluxo de fluido de injeção de poço estimada do poço i, item 52, na FIG. 4.

Opcionalmente, se o fluxímetro de poço de injeção 14 estiver operacional e provendo boas estimativas, as estimativas da taxa de injeção Ϋ/ (í) também podem ser substituídas pela leitura real de 14, denotada γ (/), conforme o item 66, na FIG 4. Neste caso, as estimativas Ϋ/ (/) são auxiliares para a leitura de fluxo de injeção real γ (/). As taxas de injeção medida /4 (0, e estimada Ϋ/ (/) sendo registradas no Histórico de Dados de Produção 41.

Providas as estimativas de injeção Ü(í), ou leituras de fluxo de injeção reais /4 (í) para n poços indexados i = l,2,...,n, a invenção provê o aperfeiçoamento das estimativas de injeção de poços individuais ou medições de injeção através de um processo de reconciliação dinâmica com a medição

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 20/34 de tubulação principal total, FIG. 1, item 28. Isto estende o método de reconcibação dinâmica do PCT/EP2005/055.680 a poços de injeção e para o caso em que uma ou mais das medições de componente seja medida, em oposição a uma estimativa.

Deixemos que a medição de tubulação principal total, FIG 1, item 28, seja denotada por s(t). Em geral, devido à topologia do fluxo, conforme a FIG. 1, s(t) = ^i] , onde, pela simpbcidade, ^Ayi (í) denota a medição 14, na FIG. 1 / 66, na FIG 4, ou a estimativa de medidor virtual 52 rt

Σλ(') para o poço i. Em geral, ao longo período de tempo T, a relação s(t) = ⁱ⁼¹ , não será mantida devido a imprecisões de medições e estimativas, bem como, ruído de medição. Um processo de reconcibação dinâmica 55 para aperfeiçoar a precisão das estimativas e identificar estimativas imprecisas pode, então, ser implementado opcionalmente, conforme a FIG. 5. O processo trabalha em um determinado intervalo de tempo predeterminado. Nesse intervalo de tempo, os modelos das estimativas são variados de uma forma

Σλ(') bmitada, de modo que a estimativa de injeção total ⁱ⁼¹ , corresponda substancialmente ao valor medido s(t) sobre a totabdade do intervalo de tempo especificado. O processo é, então, repetido no próximo intervalo de tempo.

Um modo de realização simples do exposto acima pode assumir que ^Ajz? (í), esteja relacionado ao valor verdadeiro de fluxo por ^Ay_z- = cíyi + di, onde y_t é o valor verdadeiro, e a, di são erros de ganho e erros de tendência. A reconcibação dinâmica durante um período de tempo T pode então ser baseada em um critério de erro quadrado integrado «·/)={ <//={ i-(0-£í^c;Kb) + 4,.) dt j-L i=l que deve ser minimizado

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 21/34 pela escolha adequada da c,·, di, i = 1, 2,..., n. Em geral, é fácil verificar os termos de tendência da medição ou erro de estimativa di, i = 1, 2,..., n, por exemplo, desligando o fluxo. Consequentemente, negligenciando-se os termos di, i = 1, 2,..., η, o modelo de erro toma-se, então,

Ί² £(7)=J s(/)-£c.5>.(/) dl

- J que é uma fórmula de mínimos quadrados convencional , resolvível por um especialista no campo, provido com amostras discretas de s(t) e ^Ay, (t) em intervalos dentro de T, respectivamente os itens 50 e 51, na FIG. 5, para prover os fatores de reconciliação c,·, i = 1, 2,..., n. Os fatores de reconciliação computados são utilizados, então, para computar a melhor estimativa em tempo real atual de fluxo como c(yi (t), item 58. Da mesma forma, para o período T as melhores estimativas de fluxo de injeção para os poços são dadas por cfa (í), item 56.

A computação dos fatores c,·, di, i = 1, 2,..., n, aplicada a cada um dos modelos de estimativa de injeção de poço, em cada computação de reconciliação para um período de reconciliação particular, pode ser relacionada adicionalmente aos fatores c,·, di, i = 1, 2,..., n, do período de reconciliação anterior, para refletir um equilíbrio entre a informação disponível no período de reconcibação anterior e o período de reconcibação em curso. Para economizar na carga de memória computacional, a computação pode utibzar, opcionalmente, o método dos mínimos quadrados recursivos do, por exemplo, bvro Lessons in Digital Estimation Theory, JM Mendel, Prentice Hall 1987.

A computação dos fatores c,·, di, i = 1,2,..., n também pode ser submetida a restrições auxibares adicionais, ou termos-alvo de otimização, como uma limitação do desvio de c,·, i = 1, 2,..., n, de 1, devendo ser inferior a

T rL'=l J /

10%, ou minimizando a diferença em volumes totais Δ(7) =

As restrições auxibares adicionais ou alvos de otimização supracitados levam a uma formulação de problema como um programa quadrático convexo geral,

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 22/34 eficientemente resolvível usando-se ferramentas de otimização iterativas numéricas padrão.

Para os poços que têm em nível de subsuperfície (ou de interior de furo), várias zonas de injeção de fluido, ou derivações, com instrumentação apropriada, a invenção provê um método para a alocação de injeção para zonas individuais dos poços e zonas e controle de pressões e taxas de injeção para as zonas individuais. Na sequencia, serão ilustrados detalhes em referência a um poço multizona da FIG. 2, mas os princípios são igualmente aplicáveis a um poço multi-derivado ou multilateral.

Com referência à FIG. 6, o processo que leva à geração de

Modelos de Prognósticos de Zona e Superfície para um poço de injeção multizona com m zonas indexadas j = 1, 2,..., m, será descrito a seguir. Um Teste de Injeção Multizonal Deliberadamente Perturbada (DDMZIT) 85 é executado, durante o teste, a injeção de cada zona sendo variada mudando-se a ICV das zonas, bem como, a válvula de controle de injeção de superfície 11. Medições de fluxo de superfície de poço 14 e de pressão de cabeça de tubulação 13 são registradas e, opcionalmente, as medições 11, 12. Da mesma forma, pressões de ânulo de interior de furo 82 e tubulação 83 e posições da ICV 81 são registradas durante todo o teste. O dado DDZIT 85 é usado para gerar modelos de subsuperfície 88a, b, c, bem como, modelo de estimativa de injeção de superfície 88D. O modelo de estimativa de injeção de superfície de um poço é da fórmula Y = _s (u_s, v_s, t), válida para uma faixa de u_s, v_s dentro de um conjunto de números reais U_s χ Κ_χ T, onde o vetor Y é a taxa de injeção de fluido do poço, u_s é o vetor de medições no poço, v_s é a posição da válvula de controle de injeção de superfície, e t é tempo. Em um modo de realização preferido, u_spode ser a pressão de cabeça de tubulação 13 e a pressão de tubulação de interior de furo 18 ou, aiternativamente, a pressão de cabeça de tubulação 13 e a pressão de linha de fluxo 14. A função f_s é construída usando-se os dados do teste de poço zonal 85 e, opcionalmente, de

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 23/34 testes de poço de superfície, como descritos anteriormente.

O dado de teste zonal 85 também é usado para gerar um conjunto de modelos de subsuperfície: (i) ”Modelos de ICV Zonais” 88a, (ii) Modelo de Influxo Zonal 88b, e (iii) Modelos de Atrito deTubulação

88c. Os Modelos de ICV Zonais serão da fórmula = kj (ιμ, Vj, t) válida para uma faixa de Uj. Vj, t, dentro de um conjunto Uj xVjxT, onde é a injeção de fluido para a zona j, Uj é o vetor de medições na zona j, mais comumente os medidores de pressão de ânulo e tubulação 82 e 83, na FIG. 2, e Vj é a variável manipulada na zona j, a abertura da ICV.

O Modelo de Influxo Zonal será da fórmula = lj (μι, ρ%, t), válida para uma faixa de Uj, pRj, t dentro de um conjunto Uj xP_RjxT, onde yj é o fluido de injeção para a zona j, Uj é o vetor de medições na zona j, em particular, os medidores de pressão do ânulo 82, na FIG. 2, e Ρη é a pressão do reservatório subjacente para a zona j, que é obtida a partir da pressão de ânulo de interior de furo 82 após a zona ser fechada por um período de tempo. Pode-se esperar que a característica de influxo zonal lj e a pressão de reservatório Ρη diminuam com o tempo t. Finalmente, os Modelos de Atrito deTubulação serão da fórmula y# = rrijk (ujk), vábda para uma faixa de Ujk, dentro de um conjunto Ujk, onde o vetor yjk é o fluxo de fluido entre a zona j para a zona k, Ujk é o vetor de medições na zona j e zona k, em particular, os medidores de pressão de tubulação de interior de furo 83, na FIG. 2. Os Modelos de Atrito de Tubulação 88c são necessários devido à configuração de cadeia em margarida dos poços de alcance estendido, e poderão incorporar diferenciais de pressão devido aos pesos do fluido dentro da tubulação, decorrentes de diferenças na elevação vertical. Providos os dados de teste de

Poço Multizonal 85, os procedimentos baseados nos dados para construir os

Modelos de ICV Zonais yj = kj (ιμ, Vj, t), os Modelos de Influxo Zonal yj = lj (uj, p^, t) e os Modelos de Atrito de Tubulação = rrijk (ujk) particulares serão como descritos anteriormente em PU RTM, DDPT PU e PU

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 24/34

RTO.

A partir de Modelos de ICV Zonal 88a, e pressão de subsuperfície em tempo real e dados de abertura da ICV do Sistema de Aquisição e Controle de Dados 40, as estimativas em tempo real de fluxos de produção zonal podem ser estimadas 89. Os Modelos de Influxo Zonal 88b também podem ser usados para estimar 89. Uma vez que o total das injeções zonais deveria ser igual à injeção de superfície, as estimativas de injeção zonal podem ser reconcibadas dinamicamente com a medição de injeção de superfície 14, durante um período de tempo, utibzando-se os métodos previamente descritos aqui, para se obter as estimativas de injeção zonal reconcibadas diariamente 93.

Do mesmo modo, a estimativa de injeção de poço de alcance estendido multizona pode ser combinada com as produções estimadas dos outros poços no conjunto 92, e reconciliada com as medições globais de fluxo da tubulação principal de injeção de conjunto de poços 28, na FIG. 1, para dar o item 94, na FIG 6.

Providos modelos de subsuperfície e de superfície, Y = _s (u_s, v_s, t), yj = kj (u_h vj, t), yj = lj (u_h p_Rj, t), y_jk = m_jk (u_jk), j, k = 1, 2,..., m, e condições de limite de pressões de reservatório zonal p_Rj, tempo t, pressão de

Ση _yi unna ae nuxo iz, e a reiaçao r = ^l~ ⁿ, deveria ser claro para um especiabsta na área que o sistema de equações resultante é semelhante a um problema de rede com as medições de pressão em seus nós, e sendo resolvível tanto para os fluxos quanto para as pressões Y, yj, Uj, j = 1, 2,..., m, para combinações providas de v_s, Vj, j = 1, 2,..., m. Portanto, as relações acima constituem o Modelo de Prognóstico de Pressão e Injeção Zonal e de Superfície 97, da FIG. 4. Opcionalmente, pode ser usada a fórmula da a y^m Δν.

diferença das relações de 97: AY = _s,us, vs (Δu_s, Av/), AY=-~' ' ^J, Ayj = kj, ui, vi (Auj, Av/), Áyj = ^Λ1/ _uj (Aip), Ay jk = m# ujkÇAujk), J> k ⁼ 2,..., m,

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 25/34 onde Δ Kdenota mudanças para Y e ^Λ _s, _us, vs denota a aproximação de primeira ordem de _s em relação às variáveis diferenciadas em u_s’ v_s, e assim por diante. A fórmula diferenciada é útil, uma vez que é, até mesmo, ainda mais facilmente resolvível e permite consideração de mudanças apenas como um resultado de mudanças nas variáveis manipuladas, e que os resultados da computação sejam consistentes com o estado atual do poço multizona quando medido em tempo real em termos das pressões de superfície e de interior de furo medidas, u_s, Uj,j = 1, 2,..., n.

Uma vez o Modelo de Prognóstico de Pressão e Injeção Zonal 10 e de Superfície” 97 disponível, o controle da injeção de poço e pressões é implementado conforme o fluxo de trabalho na FIG 7. Se a superfície necessária e os pontos de ajuste de controle de ICV v_s, Vi,j = 1, 2,..., m forem continuamente variáveis com base nos níveis de pressão e produção de superfície e zonal desejadas, então, v_s, v,·, j = 1, 2,..., m, podem ser computados utilizando um sistema de otimização contínua 100, como a seguir: max _vs,vj R(Y, u_s> v_s, yj, Uj, Vj,j = 1, 2,..., m), submetido a K restrições q (y,M_s, v_s, yj, Uj, Vj,j = 1, 2,..., m)>0,k=l, 2,..., K,. onde Ré a função objetivo 98a para o poço de injeção a ser maximizada através da variação v_s, Vi,j = 1, 2,..., m, as variáveis manipuladas no poço e suas zonas, submetidas a K restrições 98b em Y, u_s, v_s, yj, Uj, Vj,j = 1, 2,..., m, a injeção de poço e zona, as variáveis medidas de poço e zona e as variáveis manipuladas de poço e zona, respectivamente. Os objetivos e restrições de otimização podem ser provenientes de um plano de gerenciamento de reservatório ou de campo, global 99.

Entretanto, de acordo com o estado da técnica atual, as posições das ICVs de subsuperfície, Vj,j = 1, 2,..., m, podem variar apenas por um número limitado de posições, digamos, Ν. O controle de injeção de superfície também pode ser restringido ao mesmo número de posições.

Portanto, uma vez que o número de zonas por poço de injeção de alcance

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 26/34 estendido, por está limitado até o momento, a n < 4, há apenas A^”^+lcombinações possíveis para v_s, Vj, j = 1, 2,..., m, e está é a abordagem preferida para enumerar toda a faixa de possibibdades para produzir uma Tabela de Enumeração 103. Provida a enumeração baseada nas Α^”^+/ possíveis combinações para v_s, Vj,j = 1, 2,..., m, e o modelo de prognóstico de pressão e injeção zonal e de superfície 97, é arriscado filtrar a tabela 103 conforme as restrições 98b e classificar as alternativas restantes usando a função objetivo 98a. O melhor conjunto de pontos de ajuste é, portanto, computado 101.

O conjunto de pontos de ajuste otimizado estará disponível para as ações posteriores Pode ser feito referência ao pedido de patente internacional PCT/EP2007/053348, do Requerente, para uma variedade de possíveis ações para atender as necessidades operacionais após a computação dos pontos de ajuste.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1/7

Injeção a partir de uma fonte de fluido para um conjunto de poços

CM

Reservatório

O t>

O

Q.

τι¹

1. Método para determinar vazões de fluido em um grupo de poços de injeção de fluido (1) conectados a um conduto coletor de suprimento de fluido coletivo, o método caracterizado pelo fato de que compreende:

5 a) monitorar fluxo de fluido e, opcionalmente, pressão, no conduto coletor de suprimento de fluido de injeção coletivo por meio de um fluxímetro de tubulação principal e, opcionalmente, um medidor de pressão de tubulação principal (25);

b) monitorar uma ou mais variáveis de poço de injeção no, ou 10 próximo de cada poço de injeção (1), por meio de equipamento de monitoramento de variável de poço, arranjado no, ou na proximidade de cada poço de injeção (1), incluindo um medidor de pressão de cabeça de tubulação (13) em uma tubulação de injeção de fluido no, ou próximo de cada poço de injeção (1) e, opcionalmente, um fluxímetro de superfície ou de interior de

15 furo, um indicador da posição de válvulas reguladoras de injeção, um medidor de pressão diferencial através de uma restrição de fluxo, um medidor de pressão de linha de fluxo de cabeça de poço e/ou um medidor de pressão de tubulação de interior de furo,

c) testar seqüencialmente cada um dos poços de injeção (1) do

20 conjunto através da realização de um teste de poço de injeção dinamicamente perturbada no poço testado, durante o teste o poço sendo primeiramente fechado e, a seguir, aberto gradualmente em uma sequencia de etapas de modo que a taxa de injeção para o poço testado seja variada sobre uma faixa de fluxos, enquanto a vazão de fluido e, opcionalmente, a pressão, no conduto

25 coletor são monitoradas de acordo com a etapa a e uma ou mais variáveis de poço de injeção do poço em teste e dos outros poços no conjunto sendo monitoradas de acordo com a etapa b, e controlando os outros poços no conjunto, de modo a fazer com que suas pressões de cabeça tubulação, ou leituras de fluxímetro, sejam substancialmente constantes durante a duração

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 28/34 do teste;

d) derivar da etapa c um modelo de estimativa de injeção de poço para cada poço testado, cujo modelo provê uma correlação entre variações da vazão de fluido atribuível ao poço em causa, e, opcionalmente,

5 pressão, no conduto coletor, medidas de acordo com a etapa a e as variações de uma ou mais variáveis de poço monitoradas de acordo com a etapa b, durante cada teste de poço de injeção dinamicamente perturbada;

e) injetar fluido através do conduto coletor no conjunto de poços (1), enquanto um padrão de fluxo de fluido dinâmico e, opcionalmente,

10 um padrão de pressão dinâmica, no conduto coletor, é monitorado de acordo com a etapa a e uma ou mais variáveis de poço, de cada poço de injeção (1), são monitoradas de acordo com a etapa b;

f) calcular uma taxa de injeção estimada em cada poço (1) baseada nas variáveis de poço monitoradas e de acordo com a etapa e, e o

15 modelo de estimativa de injeção de poço derivado de acordo com a etapa d; e, em que o método inclui adicionalmente um processo de reconcibação dinâmica compreendendo as etapas de:

g) calcular um padrão de fluxo dinâmico estimado no conduto coletor de suprimento ao longo de um período de tempo selecionado, pela

20 acumulação de fluxos de injeção estimada de cada um dos poços feita de acordo com a etapa f, durante o período de tempo selecionado;

h) ajustar, iterativamente, para cada poço de injeção (1), o modelo de estimativa de injeção de poço para aquele poço, até que, através do período de tempo selecionado, o padrão de fluxo dinâmico estimado

25 acumulado, calculado de acordo com a etapa g, corresponda substancialmente ao padrão de fluxo de fluido dinâmico da tubulação principal monitorado de acordo com a etapa e; e

i) repetir as etapas g e h ao longo do tempo.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 29/34 pelo fato de que o equipamento de monitoramento de variável de poço não compreende, ou compreende um ou mais fluxímetros de superfície, ou de interior de furo, possivelmente defeituosos ou imprecisos, em um ou mais poços de injeção (1) e um fluxímetro virtual ser gerado na etapa f e, a seguir,

5 refinado através do processo de reconciliação dinâmica de acordo com a reivindicação 1.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que pelo menos um poço de injeção (1) é um poço de injeção multizonal com múltiplas zonas e/ou derivações conectadas a um

10 furo de poço principal em um ponto de conexão de derivação ou zonal, provido com uma válvula de controle de influxo (ICV), meios para estimar a posição real da ICV, e um ou mais medidores de pressão de interior de furo localizado a montante e/ou a jusante da ICV para monitorar a pressão do fluido a montante e/ou a jusante da ICV, e o método compreendendo

15 adicionalmente:

j) executar um teste de injeção zonal deliberadamente perturbada durante o qual a vazão do fluido injetado em cada zona do poço multizona testado é variada mudando-se, sequencialmente, a abertura de cada ICV;

20 k) monitorar, durante a etapa j, variáveis de poço de injeção, incluindo a vazão superficial e a pressão do fluido injetado no poço multizona testado, a posição de cada ICV e a pressão do fluido a montante e/ou a jusante de cada ICV;

l) derivar das etapas j e k um modelo de estimativa de injeção

25 zonal para cada uma das zonas testadas, o modelo provendo uma correlação entre as variáveis de poço de injeção monitoradas e uma taxa de injeção de fluido associada a cada uma das zonas do poço multizona;

m) calcular uma taxa de injeção estimada em cada zona, baseada nas variáveis superficiais e zonais monitoradas de acordo com a etapa

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 30/34 k e o modelo de estimativa de injeção zonal derivado de acordo com a etapa 1;

e

n) repetir as etapas j, k, 1 e m, ao longo do tempo.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado 5 pelo fato de que a etapa h é executada com um padrão de fluxo de fluido de cabeça de poço de superfície estimado, computado da etapa e, e reconciliado com o padrão de fluxo de fluidos dinâmico de cabeça de poço de superfície monitorada.

5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado

10 pelo fato de que:

r) um alvo de injeção operacional é definido para cada uma das zonas, consistindo de um alvo a ser otimizado e várias restrições sobre os fluxos de injeção zonal e pressões de furo de poço ou outras variáveis medidas na etapa k; e

15 s) a partir das estimativas da etapa m, ou da etapa h, são feitos ajustes nas configurações das ICVs zonais de modo que o alvo da otimização da etapa r seja abordado.

6. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a etapa de monitorar as variáveis de injeção inclui

20 adicionalmente:

- monitorar a posição de uma ou mais válvulas de controle de fluxo ou de pressão e/ou o desempenho de uma ou mais bombas de injeção de fluido e um mecanismo de controle regulador associado, na superfície da terra;

25 - monitorar a temperatura, composição e/ou outras propriedades físicas do fluido injetado no interior do furo ou na superfície da terra, por outros tipos de medidores, como um medidor de temperatura e/ou dispositivos acústicos e/ou;

- medição virtual de injeção de fluido em cada zona por um

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 31/34 fluxímetro virtual que monitora uma diferença de pressão Δρ através de cada ICV e calcula uma velocidade de fluido v em uma área de fluxo de menor seção transversal de cada ICV utilizando a fórmula Δρ = 1/2 p · v², onde p é a densidade do fluido injetado escoando através da ICV e v é a velocidade do

5 fluido através da ICV, e que calcula a vazão multiplicando a velocidade de fluido calculada pela área de fluxo de menor seção transversal da ICV.

7. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que:

- durante cada repetição da etapa m, é derivado um modelo de

10 prognóstico de pressão e injeção de poço e zonal para o sistema de poços multizona, cujo modelo provê uma correlação entre a posição de cada ICV e a pressão superficial e a taxa de injeção de fluido associada e pressões, em cada uma das zonas do poço multizona; e

- ajustes da ICV correspondendo aos requisitos da etapa s são

15 computados usando-se o modelo de prognóstico de pressão e injeção de poço e zonal computado e, opcionalmente, adicionalmente, com base nas variáveis de superfície e zonais monitoradas de acordo com a etapa k, usando uma fórmula diferenciada do modelo de prognóstico de pressão e injeção de poço e zonal.

20

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa c compreende testar, sequencialmente, um ou mais dos poços de injeção do conjunto (1), fechando todos os outros poços de injeção (1) e executando um teste de poço de injeção dinâmica perturbada no poço testado, durante o teste, a taxa de injeção para o poço testado sendo

25 variada sobre uma faixa de fluxos, enquanto a vazão de fluido e pressão no conduto coletor são monitoradas de acordo com a etapa a e uma ou mais variáveis de poço de injeção do poço em teste sendo monitoradas, de acordo com a etapa b.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado

Petição 870180053299, de 20/06/2018, pág. 32/34 pelo fato de que o processo de reconciliação dinâmica compreende adicionalmente fazer ajustes de reconciliação para os modelos de estimativa de injeção de poço, cujos ajustes são relacionados adicionalmente aos ajustes de reconciliação anteriores para os modelos de estimativa de injeção de poço,

5 para refletir um equilíbrio entre a informação disponível no período de reconciliação anterior e o período de reconciliação em curso.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o processo de reconciliação dinâmica compreende adicionalmente computar quantidades aditivas e multiplicativas aplicadas a

10 cada um dos modelos de estimativa de injeção de poço.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a computação utiliza um método de mínimos quadrados, ou, opcionalmente, um método de mínimos quadrados recursivos, ou, opcionalmente, generalizações dos mesmos, com restrições auxiliares

15 adicionais e alvos levando à solução através do programa quadrático convexo.

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o fluido injetado compreende água, vapor, dióxido de carbono, nitrogênio, metano e/ou composições químicas de recuperação de óleo realçadas.

20 13. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a etapa de definir um alvo de injeção operacional inclui adicionalmente refletir no alvo de injeção operacional e quantidades derivadas de restrições, tais como a preferência de pressões quase iguais a jusante das ICVs para todas as zonas e/ou a pressão máxima admissível a jusante das ICVs.

25 14. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a etapa de computar, do modelo da etapa 1, configurações da

ICV para serem ajustadas inclui adicionalmente computar ajustes para configurações de um fluxo de superfície, ou válvula de controle de pressão, ou bomba, de modo que o alvo da otimização seja abordado.

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