BRPI0904316A2 - método para executar operações no campo de petróleo para um campo de petróleo, mìdia legìvel por computador armazenando instruções para executar operações no campo de petróleo para um campo de petróleo, e sistema para executar operações no campo de petróleo para um campo de petróleo - Google Patents
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Abstract
MéTODO PARA EXECUTAR OPERAçõES NO CAMPO DE PETRóLEO PARA UM CAMPO DE PETRóLEO, MIDIA LEGìVEL POR COMPUTADOR ARMAZENANDO INSTRUçõES PARA EXECUTAR OPERAçõES NO CAMPO DE PETRóLEO PARA UM CAMPO DE PETRóLEO, E SISTEMA PARA EXECUTAR OPERAçõES NO CAMPO DE PETRóLEO PARA UM CAMPO DE PETRóLEO. Método para executar operações de campo de petróleo para um campo de petróleo. O método inclui a recepção de dados de modelamento e instruções de usuário, através de uma interface gráfica de usuário, ajuste seletivo de pelo menos uma porção dos dados de modelamento para gerar dados de modelamento ajustados, obtenção de um modelo de campo de petróleo baseado nas instruções de usuário, criação de primeiro e segundo exemplos em simulador baseado nas instruções de usuário para executar uma simulação, usando os dados de modelamento ajustados e o modelo de campo de petróleo, passagem dos resultados de simulação provisórios entre os primeiro e segundo exemplos em simulador para executar a simulação, exibição de um resultado da simulação, baseado no resultado da simulação. Além disso, as operações no campo de petróleo incluem uma operação de elevação a gás usando um simulador de poço.
Description
MÉTODO PARA EXECUTAR OPERAÇÕES NO CAMPO DE PETRÓLEO PARA UMCAMPO DE PETRÓLEO, MÍDIA LEGÍVEL POR COMPUTADOR ARMAZENANDOINSTRUÇÕES PARA EXECUTAR OPERAÇÕES NO CAMPO DE PETRÓLEOPARA UM CAMPO DE PETRÓLEO, E SISTEMA PARA EXECUTAROPERAÇÕES NO CAMPO DE PETRÓLEO PARA UM CAMPO DE PETRÓLEO
ANTECEDENTES
As descrições e exemplos a seguir não constituemuma admissão como técnica anterior, em virtude de suainclusão nessa seção.
Operações no campo de petróleo, tais comolevantamento, perfuração, testes com cabo de aço,completações, produção, planejamento e análise do campo depetróleo, são tipicamente realizadas para localizar ecoletar valiosos fluidos de poço. Durante as operações nocampo de petróleo, dados são .tipicamente coletados paraanálise e/ou monitoração das operações no campo depetróleo. Tais dados podem incluir, por exemplo, formaçãosubterrânea, equipamentos, dados históricos e/ou outrosdados. Tais dados da formação podem ser estáticos oudinâmicos. Dados estáticos se referem, por exemplo, àestrutura da formação e à estratigrafia geológica quedefinem estruturas geológicas da formação subterrânea.
Dados dinâmicos se referem, por exemplo, a fluidos escoandoatravés das estruturas geológicas da formação subterrâneaao longo do tempo. Tais dados estáticos e/ou dinâmicospodem ser coletados, para se conhecer melhor as formações eos ativos valiosos nelas contidos.
Sensores podem ser posicionados em volta do campode petróleo para coletar dados relativos a várias operaçõesno campo de petróleo. Por exemplo, sensores no equipamentode perfuração podem monitorar condições de perfuração,sensores no furo do poço podem monitorar composição defluido, sensores localizados ao longo do trajeto de fluxopodem monitorar vazões, e sensores na unidade deprocessamento podem monitorar os fluidos coletados. Outrossensores podem ser fornecidos para monitorar condições nofundo do poço, de superfície, equipamentos ou outras mais.Tais condições podem se referir ao tipo de equipamento naregião do poço, à configuração operacional, parâmetros daformação, ou outras variáveis do campo de petróleo. Osdados monitorados são muitas vezes usados para tomardecisões em vários locais do campo de petróleo, em váriasocasiões. Os dados coletados por esses sensores podem ser aseguir analisados e processados. Os dados podem sercoletados e usados para operações atuais ou futuras. Quandousados para operações futuras nos mesmos, ou em outroslocais, tais dados podem ser algumas vezes denominadosdados históricos.
Os dados podem ser usados para prever condições nofundo do poço, e tomar decisões sobre as operações no campode petróleo. Tais decisões podem envolver planejamento dopoço, destinação do poço, completações de poço, níveisoperacionais, taxas de produção e outras operações e/ouparâmetros operacionais. Muitas vezes, essas informaçõessão usadas para determinar, quando se deve perfurar novospoços, e completar poços existentes, ou alterar a produçãono furo do poço. As condições do campo de petróleo, taiscomo características geológicas, geofísicas, e deengenharia de reservatório, podem ter um impacto sobre asoperações no campo de petróleo, tais como análise de risco,avaliação econômica, e considerações mecânicas para aprodução de reservatórios no subsolo. Dados de um ou maispoços podem ser analisados para planejar ou prever váriosresultados em um determinado poço. Em alguns casos, osdados de poços vizinhos, ou de poços com condições ouequipamentos similares, podem ser usados para prever comoum poço irá se comportar. Existe normalmente um grandenúmero de variáveis e grandes quantidades de dados a seremconsiderados nas análises das operações no campo depetróleo. Assim, é muitas vezes útil moldar o comportamentoda operação no campo de petróleo para determinar um cursode ação desejado. Durante as operações em andamento, osparâmetros operacionais podem ser ajustados, conforme ascondições do campo de petróleo se alterarem e novasinformações forem recebidas.
Técnicas foram desenvolvidas para elevar a produçãodo campo de petróleo, através das formações subterrâneas.Uma dessas técnicas desenvolve o uso de poços com elevaçãoa gás. Elevação a gás é um método de elevação artificial,no qual gás é injetado dentro do tubo de produção parareduzir a pressão hidrostática da coluna de fluido. Aredução resultante da pressão no furo do poço permite queos líquidos do reservatório penetrem no poço com uma maiorvazão. 0 gás de injeção é tipicamente conduzido para baixodo espaço anular entre o revestimento e o tubo de produção,e penetra no conjunto de produção através de uma série deválvulas de elevação a gás. Vários parâmetros para execuçãoda operação de elevação a gás (isto é, configuração deelevação), tais como a posição da válvula de elevação agás, pressões operacionais e taxa de injeção do gás, podemser determinados pelas condições específicas do poço. 0 gásinjetado (ou gás de elevação) é fornecido para reduzir apressão no fundo do poço e para permitir um maiorescoamento de óleo para dentro do furo do poço. Embora adiscussão abaixo se refira a gás de elevação, as pessoasversadas na técnica deverão apreciar que qualquer recurso(p. ex., gás, energia para poço elevado com bomba elétricasubmersível (ESP), agentes de estimulação, tais comometanol, tamanho e orifício do regulador de pressão etc.)pode ser usado para propiciar ou aumentar a elevação.
Existem muitos fatores a serem considerados noprojeto de uma operação de elevação a gás. As condiçõesideais para executar uma operação de elevação a gás podemdepender de uma variedade de fatores, tais como aquantidade do gás de elevação a ser injetado, desempenho doinfluxo, equipamentos (p. ex. tubulação), hidráulica dasuperfície, limitações operacionais, custos, capacidades demanuseio, requisitos de compressão e a disponibilidade dogás de elevação. Além disso, uma rede de ,poços paraelevação a gás (isto é, uma rede incluindo rede de coleta epelo menos um poço de elevação a gás) pode ser limitadapela quantidade de gás disponível para injeção, ou emoutras ocasiões, a quantidade total de gás produzidoadmissível durante a produção, devido às limitações doseparador. Considerando essas limitações, os engenheirospodem alocar o gás de elevação dentre os poços, a fim demaximizar a taxa de produção de petróleo. Esse é um exemplode um cenário mundial real, que pode ser modelado emsimuladores de rede. Por exemplo, um modelo de rede decoleta pode ser usado para alocar a quantidade do gás deelevação a ser injetado em cada poço, com base nascondições estáticas limites no reservatório e na instalaçãode processamento. Outros métodos de elevar a produção emcampos de petróleo podem envolver a alocação de energiaelétrica a poços elevados com bomba elétrica submersível(ESP), ou a alocação de produtos químicos a poçosestimulados por injeção química etc. Ao longo dessedocumento, o uso da expressão "gás de elevação" ou"elevação a gás" deve incluir qualquer recurso possível,que possa proporcionar elevação e não ser limitado à merainclusão do uso de gás.
SUMÁRIO
De um modo geral, em um aspecto, a invenção serefere ao método para executar operações no campo depetróleo para um campo de petróleo. 0 método inclui arecepção dos dados de modelamento e instruções de usuário,através de uma interface gráfica de usuário, ajusteseletivo de pelo menos uma porção dos dados de modelamentopara gerar dados de modelamento ajustados, obtenção de ummodelo de campo de petróleo baseado nas instruções deusuário, criação de primeiro e segundo exemplos emsimulador baseado nas instruções de usuário para executaruma simulação, usando os dados de modelamento ajustados e omodelo de campo de petróleo, passagem dos resultados desimulação provisórios entre os primeiro e segundo exemplosem simulador para executar a simulação, exibição de umresultado da simulação usando a interface gráfica deusuário, e execução das operações no campo de petróleobaseado no resultado da simulação, onde as operações nocampo de petróleo compreendem uma operação de elevação agás do campo de petróleo, e a interface gráfica de usuárioé configurada para emular a operação de elevação a gásusando um simulador de poço.
Outros aspectos do emulador de campo de petróleotornar-se-ão óbvios a partir da descrição a seguir e dasreivindicações apensas.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS.
A fig. 1 mostra um diagrama esquemáticoexemplificante de uma porção do campo de petróleo,ilustrando a operação de simulação, de acordo com uma oumais modalidades do emulador de campo de petróleo;
a fig. 2 mostra um diagrama exemplificante de umsistema, no qual uma ou mais modalidades do emulador decampo de petróleo podem ser implementadas;
a fig. 3 mostra um fluxograma ilustrando um métodopara executar a operação em campo de petróleo, de acordocom uma ou mais modalidades do emulador de campo depetróleo;
a fig. 4 mostra uma imagem de tela exemplificante,de acordo com uma ou mais modalidades do emulador de campode petróleo;
a fig. 5 mostra um sistema de computador, de acordocom uma ou mais modalidades do emulador de campo depetróleo.
DESCRIÇÃO DETALHADA
Modalidades do emulador de campo de petróleo sãoilustradas nas figuras acima citadas e abaixo descritas emdetalhes. Na descrição das modalidades, algarismos dereferência similares ou idênticos são usados paraidentificar elementos comuns ou similares. As figuras nãoestão necessariamente em escala, e certas características evistas das figuras podem ser ilustradas de modo exageradoem escala ou de maneira esquemática para fins de clareza econcisão.
A fig. 1 mostra uma vista esquemática de uma porçãode um campo de petróleo (100), ilustrando a operação desimulação, por exemplo, de uma região de poço produtor(402) e rede na superfície (444) baseada em um emulador decampo de petróleo (101) . A região do poço (402) da fig. 1possui um furo de poço (436) estendendo-se para dentro dosolo abaixo desse. Além disso, a fig. 1 ilustra uma regiãode poço de injeção (502) tendo um furo de poço de injeção(506). A região de poço de injeção (502) pode serdistribuída em uma operação de elevação a gás. Conformeilustrado, os furos de poço (436) e (506) já foramperfurados, completados, e preparados para produção doreservatório (404) . Em uma ou mais modalidades, um ou maisdos módulos mostrados na fig. 1 podem ser omitidosrepetidos, e/ou substituídos. Por conseguinte, asmodalidades do emulador de campo de petróleo não devem serconsideradas, como limitadas aos arranjos específicos demódulos mostrados na fig. 1.
O equipamento de produção do furo de poço (564) seestende de uma cabeça de poço da região do poço (402) e aoreservatório (404), para conduzir fluido (p. ex.,hidrocarboneto) até a superfície. A região do poço (402) éoperativamente conectada na rede da superfície (444)através de uma linha de transporte (561). Fluido escoa apartir do reservatório (404), através do furo de poço(436), e para dentro da rede na superfície (444). A seguir,o fluido escoa da rede na superfície (444) para asinstalações de processo (454).
Como acima descrito, fluido injetado pode serinjetado através de um poço de injeção, tal como o poço(506), para capturar quantidades adicionais dehidrocarboneto. O fluido injetado pode ser injetado paraarrastar hidrocarbonetos para os poços de produção e/oupara manter a pressão no reservatório, pelo equilíbrio doshidrocarbonetos extraídos com o fluido injetado. 0 furo depoço (506) pode ser um novo poço perfurado especialmentepara servir como um poço de injeção, ou um poço jáexistente que não esteja mais produzindo hidrocarbonetos deforma econômica. Como ilustrado na fig. 1, o equipamento deinjeção no furo do poço (514) se estende de uma cabeça depoço (516) da região do poço de injeção (502) para injetarfluido (p. ex., ilustrado como (511) e (512) na fig. 1) no,ou em torno da periferia do, reservatório (404) paraconduzir hidrocarbonetos (p. ex., ilustrado como (513) nafig. 1) na direção de um poço produtor, tal como o poço(436). A região do poço de injeção (502) é operativamenteconectada na rede na superfície (444) através de uma linhatransportadora de injeção (515), que alimenta o fluido deinjeção à região do poço de injeção (502) através da cabeçade poço (516) e para baixo através do equipamento injetorde poço (514).
O fluido injetado pode incluir água, vapor, gás (p.ex., dióxido de carbono), um polímero, um surfactante,outro líquido adequado, e/ou qualquer combinação desses.Uma técnica na injeção de fluido é a operação de elevação agás, que envolve o uso de gases, tal como gás natural (istoé, mistura natural dos gases de hidrocarboneto), dióxido decarbono, ou outros gases adequados. O gás injetado (p. ex.,gás natural, dióxido de carbono etc.) se mistura com partedos hidrocarbonetos restantes no reservatório, os liberados poros, e conduz o fluido (p. ex., ilustrado como (513)na fig. 1) aos poços produtores. Água (p. ex., ilustradacomo (511) na fig. 1) é muitas vezes injetada após o gás(p. ex., ilustrada como (512) na fig. 1) para impelir o gásmiscível e os hidrocarbonetos liberados em conjunto, combase na natureza incompressível da água.
A eficácia da injeção de fluido na recuperação doshidrocarbonetos restantes de um campo de petróleo dependedo cuidadoso planejamento dos programas de injeção, taiscomo a seleção de fluido, determinação da composição dofluido para garantir a miscibilidade, a taxa debombeamento, os ciclos de comutação entre diferentesfluidos injetados, a interface controlada, e forças decapilaridade entre diferentes fluidos injetados etc.. Oprograma de injeção de fluido pode ser determinado, levandoem conta informações geológicas e geofísicas, tais como atemperatura, pressão, porosidade, permeabilidade,composição etc.. Em adição à complexidade na determinaçãodos programas de injeção de fluido, a fonte do fluido deinjeção, as limitações das instalações de processamento eda rede na superfície, e o valor de mercado do petróleopodem todos exercer influência sobre o desempenho local daoperação do campo de petróleo.
Um emulador de campo de petróleo (101) abaixodescrito pode ser usado, por exemplo, para modelar aoperação de injeção de fluido, incluindo vários aspectos docampo de petróleo, tais como geológicos, geofísicos, degeociência, operacionais, financeiros etc.. No simulador deelevação a gás, várias limitações da operação do campo depetróleo podem ser consideradas, tais como as limitações darede, as limitações da instalação de processamento, aslimitações da fonte de fluido, as limitações doreservatório etc.
Como ainda ilustrado na fig. 1, sensores (S) sãolocalizados em volta do campo de petróleo (100) paramonitorar vários parâmetros durante as operações no campode petróleo. Os sensores (S) podem medir, por exemplo,pressão, temperatura, vazão, composição, e outrosparâmetros do reservatório, furo do poço, rede nasuperfície, instalações de processo e/ou outras porções daoperação do campo de petróleo. Esses sensores (S) sãoacoplados de modo operativo a uma unidade de superfície(534) para coleta de dados a partir desses. Uma ou maisunidades de superfície (534) podem ser localizadas no campode petróleo (100), ou ligadas à distância ao mesmo. Aunidade de superfície pode ser uma única unidade, ou umarede complexa de unidades usadas para realizar as funçõesnecessárias de modelamento/ planejamento/ controle (p. ex.,na programação de injeção de fluido) em todo o campo depetróleo (100) . A unidade de superfície (534) pode ser umsistema manual ou automático. A unidade de superfície (534)pode ser operada e/ou ajustada por um usuário. A unidade desuperfície (534) é adaptada para receber e armazenar dados.A unidade de superfície (534) pode ser ainda equipada, parase comunicar com vários equipamentos do campo de petróleo.A unidade de superfície (534) pode, então, enviar sinais decomando ao campo de petróleo, em resposta aos dadosrecebidos ou modelamento executado. Por exemplo, o programade injeção de fluido pode ser ajustado e/ou otimizado combase nos resultados de modelamento atualizados, de acordocom parâmetros variáveis ao longo do campo de petróleo,tais como parâmetros geológicos, geofísicos, de geociência,de rede, da instalação de processo, do fluido de injeção,de mercado, financeiros etc.
Como ilustrado na fig. 1, a unidade de superfície(534) possui recursos de computador, tais como orepositório de dados (520), controlador (522), processador,e unidade mostradora (526) para controle de dados. Os dadossão coletados no repositório de dados (520), e processadospelo processador (524) para análise. Dados podem sercoletados através dos sensores (S) do campo de petróleoe/ou por outros sensores. Por exemplo, os dados do campo depetróleo podem ser complementados por dados históricoscoletados de outras operações, ou entradas de usuário.
Os dados analisados (p. ex., baseados nomodelamento executado) podem, então, ser usados para tomardecisões. Um transceptor (não ilustrado) pode ser previstopara permitir comunicações entre a unidade de superfície(534) e o campo de petróleo (100). 0 controlador (522) podeser usado para acionar mecanismos no campo de petróleo(100) através do transceptor, com base nessas decisões.
Dessa maneira, o campo de petróleo (100) pode serseletivamente4 ajustado, com base nos dados coletados.
Esses ajustes podem ser feitos de maneira automática,baseados em protocolo de computador, e/ou manualmente porum operador. Em alguns casos, planos de poço são ajustadospara selecionar condições operativas ideais, ou para evitarproblemas.
Para facilitar o processamento e a análise dedados, simuladores podem ser usados para processar os dadospara modelamento de vários aspectos da operação do campo depetróleo. Simuladores específicos são muitas vezes usadosem conexão com operações específicas no campo de petróleo,tal como simulação de reservatório ou de poço. Os dadosalimentados ao(s) simulador(es) podem ser dados históricos,dados em tempo real, ou combinações desses. A simulaçãoatravés de um ou mais dos simuladores pode ser permitida ouajustada, com base nos dados recebidos.
Conforme ilustrada, a operação do campo de petróleoé prevista com simuladores na região do poço e fora daregião do poço. Os simuladores da região do poço podemincluir um simulador de reservatório (340), um simulador depoço (342), e um simulador de rede na superfície (344). 0simulador de reservatório (340) define o fluxo dehidrocarboneto através da rocha do reservatório e paradentro dos poços. 0 simulador de poço (342) e o simuladorde rede na superfície (344) definem o fluxo dehidrocarbonetos através do poço e a rede na superfície(444) dos dutos. Conforme ilustrado, alguns dos simuladorespodem ser separados ou combinados, dependendo dos sistemasdisponíveis.
Os simuladores fora da região do poço podem incluirum simulador de processo (34 6) e um simulador de economia(348) . A unidade de processamento possui um simulador deprocesso (346). 0 simulador de processo (346) modela aplanta de processamento (p. ex., as instalações de processo(454)), onde o(s) hidrocarboneto (s) é/ são separado(s) emseus componentes constituintes (p. ex., metano, etano,propano etc.) e preparado(s) para venda. 0 campo depetróleo (100) é dotado de um simulador de economia (348).
O simulador de economia (348) modela os custos de parte oude todo o campo de petróleo (100) através de uma porção oude toda a duração da operação do campo de petróleo. Váriascombinações desse e de outros simuladores de campo depetróleo podem ser previstas.
Uma das atividades mais demoradas para o engenheiroé a captura e organização dos dados de modelamento (nãomostrados) usados pelos simuladores acima descritos (p.ex., o simulador de poço (342) e/ou o simulador de rede nasuperfície .(344)) para realizar várias simulações para asoperações no campo de petróleo, por exemplo, para modelar aregião do poço produtor (402), região do poço de injeção(502), rede na superfície (444), e outras instalações nasuperfície. De modo tradicional, esses dados de modelamentosão inseridos manualmente nos simuladores, devido à faltade capacitação para captura automática dos dados dossimuladores disponíveis no comércio.
Em uma ou mais modalidades do emulador de campo depetróleo (101), os dados de modelamento podem ser coletadosno campo de petróleo (100), armazenados no repositório dedados (520), ou gerados por um ou mais simuladores. Osdados de modelamento podem incluir pressão estática,relação de gás/ óleo (GOR), porcentagem de água, pressão nacabeça do poço, vazão de injeção para elevação a gás, vazãode injeção para elevação a gás por poço, diâmetro doregulador de pressão, pressão do separador, vazão mínima emáxima de injeção para elevação a gás (para o processo deotimização), gás total disponível (para o processo deotimização), e outros dados do campo de petróleo demandadospelos simuladores. Os dados de modelamento podem aindaincluir a descrição do modelo de poço (p. ex., tipo defluido, informações e comentários de usuário etc.), relaçãode desempenho de influxo (IPR) e informações sobre pressão/volume/ temperatura (PVT), informações sobre completação,informações do subsolo e dados de elevação a gás, o últimoteste no poço (conexão a um banco de dados) etc. Em uma oumais modalidades do emulador de campo de petróleo, os dadosde modelamento podem ser usados para análise nodal, análisede diagnostico, e otimização para alocação dos recursos deelevação, dentre outros.
Como ainda ilustrado na fig. 1, o emulador de campode petróleo (101) é operativamente conectado na unidade desuperfície (534). Em uma ou mais modalidades, o emulador decampo de petróleo (101) possui a funcionalidade paracarregar, por meios automáticos, através do repositório dedados (520), as condições de operação do poço e dasinstalações, como dados de modelamento para os simuladores.Em uma ou mais modalidades, o emulador de campo de petróleo(101) pode ter também a funcionalidade para carregar, pormeios automáticos, os resultados de simulação provisóriosprovenientes de um ou mais simuladores, como dados demodelamento para outro simulador, para reduzir o tempo deanálise. Por exemplo, os parâmetros no ponto operacional dofundo do poço gerados em uma análise nodal podem sercarregados como entradas na análise de diagnóstico na mesmarodada de simulação, sem a necessidade da entrada manual dedados em duas rodadas de simulação distintas.
Em uma ou modalidades, a o emulador de campo depetróleo (101) pode incluir uma interface simplificada efavorável ao usuário para rodar simulações com diferentescenários, armazenar ajustes manuais históricos dos dados demodelamento como cenários distintos, e armazenar osresultados históricos das simulações realizadas comdiferentes cenários.
a fig. 2 mostra um diagrama de um sistema (200), deacordo com uma ou mais modalidades do emulador de campo depetróleo. De modo particular, a fig. 2 mostra um diagramade um ambiente de computação (205), de acordo com uma oumais modalidades. Em uma ou mais modalidades, um ou maisdos módulos mostrados na fig. 2 podem ser omitidos,repetidos e/ou substituídos. Por conseguinte, modalidadesdo emulador de campo de petróleo (101 na fig. 1) não devemser consideradas limitadas aos arranjos específicos dosmódulos mostrados na fig. 2. Em uma ou mais modalidades, oambiente de computação (205) pode ser implementado em umaou mais unidades de superfície, tal como a unidade desuperfície (534) descrita com relação à fig. 1 acima.
Em uma ou mais modalidades, o ambiente decomputação (205) pode incluir um ou mais sistemas decomputador (p. ex., sistema de computador A (210), sistemade computador N (215), etc.) configurados para executaroperações no campo de petróleo, tais como tarefasrelacionadas à simulação. Em uma ou mais modalidade doemulador de campo de petróleo, o(s) sistema(s) decomputador (p. ex., (210, 215)) pode(m) ser servidores daWEB, sistemas embutidos (p. ex., um computador localizadoem uma ferramenta no fundo do poço), computadores de mesa,computadores laptop, assistentes digitais pessoais,qualquer outro tipo similar do sistema de computador, ousuas combinações.
De modo particular, em uma ou mais modalidades, umou mais dos sistemas de computador (p. ex., 210, 215) podemincluir o emulador de campo de petróleo (101) e ossimuladores (240) (p. ex., qualquer um dos simuladoresdescritos na fig. 1 acima). 0 emulador de campo de petróleo(101), como descrito na fig. 1 acima, é mostrado comoincluindo uma interface gráfica de usuário (220), um módulocontrolador de emulação (225), um módulo de criação emsimulador (230), um módulo de comunicação em simulador(235), e simuladores (240). Em uma ou mais modalidades, oscomponentes acima citados (isto é, 220, 225, 230, 235, 240)podem ser localizados em um único sistema de computador (p.ex., 210, 215), distribuídos ao longo de múltiplos sistemasde computador (p. ex., 210, 215), ou qualquer combinaçãodesses. Em uma ou mais modalidades, cada um dos componentesacima citados (isto é, 220, 225, 230, 235, 240) podeincluir uma ou mais módulos de software, um ou mais módulosde hardware, ou qualquer combinação desses. Além disso, emuma ou mais modalidades, os componentes acima citados (istoé, 220, 225, 230, 235, 240) podem ser configurados paracomunicação entre si através de chamadas funcionais,interfaces de programas de aplicativos (APIs), um protocolode rede (isto é, um protocolo de rede com ou sem fio),circuitos eletrônicos, qualquer outro tipo similar decomunicação e/ou protocolo de comunicação, ou qualquercombinação desses.
Em uma ou mais modalidades, a interface gráfica deusuário (220) pode ser configurada como uma interface doemulador de elevação a gás, para executar o ajuste davariável de elevação a gás, tal como pressão estática, GOR,porcentagem de água, pressão na cabeça do poço, vazão deinjeção da elevação a gás etc.
Em uma ou mais modalidades, a interface gráfica deusuário (220) pode ser configurada como uma interface deemulador para otimização da elevação a gás, para executar oajuste da variável de elevação a gás, tal como vazão deinjeção da elevação a gás por poço, diâmetro do reguladorde pressão, pressão do separador, vazão mínima e máxima deinjeção da elevação a gás para o processo de otimização,gás total disponível para o processo de otimização etc.
Em uma ou mais modalidades, o módulo controlador deemulação (225) pode ser configurado para obter instruçõesde usuário da interface gráfica de usuário (220) paraexecutar várias funções de emulação, pela iniciação dosprocessos de emulação correspondentes. Em uma ou maismodalidades, o módulo controlador de emulação (225) podeser configurado para iniciar processos de emulação, querealizam a execução da análise nodal, plotagem dosresultados para a análise nodal, execução de diagnóstico dopoço, plotagem dos resultados para diagnóstico do poço,análise e relatórios de sensibilidade, simulação por redena superfície, otimização da elevação a gás etc.
Em uma ou mais modalidades, o módulo controlador deemulação (225) pode ser configurado para obter dados demodelamento (p. ex., pressão estática, GOR, porcentagem deágua, pressão na cabeça do poço, vazão de injeção paraelevação a gás (por poço), diâmetro do regulador depressão, pressão do separador, vazão de injeção mínima emáxima para elevação a gás, gás total disponível etc.) dainterface gráfica de usuário (220) para um ou maissimuladores criados para os processos de emulação. Em umaou mais modalidades, o módulo controlador de emulação (225)pode ser configurado para obter dados de modelamento (p.ex., um modelo da rede de produção para um ou maissimuladores) através de um repositório de dados de um oumais sistemas de computador (p. ex. , 210, 215), de acordocom as informações de trajeto obtidas a partir da interfacegráfica de usuário (220) . Em uma ou mais modalidades, omódulo controlador de emulação (225) pode ser configuradopara passar dados de modelamento (p. ex., resultados desimulação provisórios) entre um ou mais simuladores. Em umamais modalidades, o módulo controlador de emulação (22)pode ser configurado para ajustar uma porção dos dados demodelamento (p. ex., de acordo com formatos apropriados),antes da provisão dos dados de modelamento ajustados a umou mais simuladores.
Em uma ou mais modalidades, o módulo de criação emsimulador (230) pode ser configurado para iniciar, pormeios automáticos, um exemplo oculto de um simulador (p.ex., um dos simuladores (240)), e/ou carregar o modelo decampo de petróleo apropriado, dependendo de uma função deemulação selecionada pelo usuário através da interfacegráfica de usuário (220) . Em uma ou mais modalidades, omódulo de criação em simulador (230) pode ser configuradopara determinar o componente de interface apropriado, nomódulo de comunicação em simulador (235) a ser usado, a fimde manipular e interagir com o simulador criado (isto é, oexemplo do simulador), por exemplo, através das APIs desimulador (não mostradas).
Em uma ou mais modalidades, o módulo de comunicaçãoem simulador (235) pode ser configurado para se comunicarcom simuladores (240), através de um ou mais componentes deinterface, que manipulam os simuladores (240), por exemplo,através das APIs de simulador (não mostradas) . Em uma oumais modalidades, dados de modelamento acima descritospodem ser enviados e recebidos entre o emulador de campo depetróleo (101) e os simuladores (240), através do módulo decomunicação em simulador (235). Em uma ou mais modalidades,as informações de modelo e os dados de resultadoprovenientes dos simuladores (240) podem ser recuperadosatravés do módulo de comunicação em simulador (235) emostrados na interface gráfica de usuário (220).
Como acima descrito, o emulador de campo depetróleo (101) pode ser um emulador de elevação a gás ou umemulador de otimização da elevação a gás, onde assimulações podem se referir à estimativa de vazão, usandomodelos de poço e otimização da elevação a gás. Porconseguinte, o emulador de campo de petróleo (101)proporciona uma interação real entre os processos dosimulador e o usuário durante as simulações. 0 usuário podeabrir qualquer modelo de poço armazenado localmente em suamáquina (p. ex., uma computador de cliente em um ambientede rede das unidades de superfície) ou repositório de dadosna unidade de superfície, e modificar parâmetros deentrada, executar simulações, e/ou checar os resultados.
Todos os resultados são armazenados em um registrohistórico com a capacidade para recuperar a simulação aqualquer momento para posterior ajuste. Além disso, osmodelos ajustados com o emulador de elevação a gás podemsubstituir o modelo atual, que está rodando no servidor doambiente em rede.
Conforme descrito, a análise nodal e a análise dediagnostico das operações de elevação a gás podem serexecutadas, usando-se o emulador de campo de petróleodescrito com relação às figs. 1 e 2 acima. De modoparticular, a análise nodal é a aplicação da análise desistemas ao sistema completo de poço, desde o limiteexterno do reservatório até a face de areia, passando pelasperfurações e a seção completa até a entrada do tubo deprodução, e a coluna de perfuração, incluindo quaisquerrestrições e válvulas de segurança, o regulador de pressãona superfície, a linha de fluxo e o separador. Em uma oumais modalidades, a análise nodal realizada usando-se oemulador de campo de petróleo pode envolver uma combinaçãode desempenho de influxo do poço, desempenho do conduto defluxo multiuso do poço (desempenho do conduto vertical oudirecional), e desempenho na superfície (incluindoregulador de pressão, desempenho de fluxo horizontal ouinclinado e separador) . Em uma ou mais modalidades, aanálise de diagnóstico do poço realizada, usando-se oemulador de campo de petróleo, determina a eficiência deinjeção para elevação a gás e o gradiente de pressão, deacordo com as condições operacionais. Mais detalhes daanálise das operações em campo de petróleo, tais como aanalise nodal e a analise de diagnostico, são descritos comrelação à fig. 3 abaixo.
A fig. 3 é um fluxograma ilustrando um método paraexecutar a operação do campo de petróleo, de acordo com umaou mais modalidades do emulador de campo de petróleo. Emuma ou mais modalidades, um ou mais dos elementos mostradosna fig. 3 podem ser omitidos, repetidos, e/ou executados emuma seqüência diferente. Por conseguinte, as modalidades doemulador de campo de petróleo não devem ser consideradas,como limitadas aos arranjos específicos dos elementosmostrados na fig. 3. O método, como mostrado na fig. 3,pode ser praticado usando-se o sistema (200) descrito comrelação à fig. 2 acima.
Em 302, dados de modelamento e instruções deusuário podem ser recebidos de uma interface gráfica deusuário. Em uma ou mais modalidades, os dados demodelamento podem incluir qualquer um dentre pressãoestática, GOR, porcentagem de água, pressão na cabeça dopoço, ou vazão de injeção para uma operação de elevação agás do campo de petróleo, enquanto que a interface gráficade usuário pode ser uma interface do emulador de elevação agás. Em uma ou mais modalidades, os dados de modelamentopodem incluir qualquer um dentre a vazão de injeção paraelevação a gás por poço, diâmetro do regulador de pressão,pressão do separador, vazão mínima e máxima de injeção deelevação a gás para o processo de otimização, e gás totaldisponível para o processo de otimização para uma operaçãode elevação a gás do campo de petróleo, enquanto que ainterface gráfica de usuário pode ser uma interface doemulador de otimização da elevação a gás. Em uma ou maismodalidades, as instruções do usuário podem incluirqualquer uma dentre as informações de trajeto de um modelode campo de petróleo, execução da análise nodal, plotagemdos resultados para a análise nodal, execução dediagnóstico do poço, plotagem dos resultados paradiagnóstico do poço, análise e relatórios de sensibilidade,simulação da rede na superfície, e otimização da elevação agás.
Em 304, pelo menos uma porção dos dados demodelamento pode ser seletivamente ajustada para gerardados de modelamento ajustados, por exemplo, os dados demodelamento podem ser ajustados com base em formatosapropriados para vários simuladores descritos com relação àfig. acima.
Em 306, um modelo de campo de petróleo pode serobtido com base nas instruções de usuário, isto é, asinformações de trajeto de um modelo de campo de petróleo.
Em 308, os primeiro e segundo exemplos de simuladorpodem ser criados com base nas instruções de usuário paraexecutar uma simulação, usando os dados de modelamentoajustados e o modelo de campo de petróleo. Em uma ou maismodalidades, um simulador de poço pode ser criado paraexecutar a simulação (p. ex., a análise nodal ou a análisede diagnóstico) da operação de elevação a gás. Em uma oumais modalidades, um simulador de rede pode ser criado paraexecutar a simulação (p. ex. , para alocar recursos deelevação) da operação de otimização da elevação a gás. Emuma ou mais modalidades, simulações múltiplas (p. ex., aanálise nodal e a análise de diagnóstico) podem serexecutadas ao mesmo tempo, usando-se os primeiro e segundoexemplos de simulador.
Em 310, resultados de simulação provisórios podemser passados entre os primeiro e segundo exemplos desimulador para executar a simulação. Em uma ou maismodalidades do emulador de campo de petróleo, os parâmetrosdo ponto de operação no fundo do poço gerados em umaanálise nodal podem ser carregados como entradas para aanálise de diagnóstico na mesma rodada de simulação, sem anecessidade da entrada manual de dados em duas rodadas desimulação distintas.
Em 312, um resultado da simulação pode ser exibido,usando-se a interface gráfica de usuário. Em uma ou maismodalidade, os resultados da simulação podem serrelacionados à análise nodal e/ou à análise de diagnóstico.
Mais detalhes da exibição do resultado da simulação usandoa interface gráfica de usuário são descritos em um exemplocom relação à fig. 4 abaixo·.
Em 314, as operações em campo de petróleo (p. ex.,operação de elevação a gás ou operação de otimização daelevação a gás) podem ser realizadas com base no resultadoda simulação.
A fig. 4 mostra uma imagem em tela exemplificante(400), de acordo com uma ou mais modalidades do emulador.decampo de petróleo. Frases padrão na imagem da tela foramtraduzidas para o inglês, mostradas nas bolhas de anotação.
Conforme mostrado na fig. 4, a imagem em tela (400)é obtida através do emulador de elevação a gás, e édividida em três seções principais (410 - 430) . A seção(410) mostra um diagrama de poço com valores de variáveispara executar a análise nodal, tais como a taxa da elevaçãoa gás (BN), pressão do reservatório (PWS), relação entregás/ óleo (RGA) , e porcentagem de água. Cada uma dessasvariáveis mostra dois valores, com os valores no ladoesquerdo sendo os valores usados para a análise executada,e os valores no lado direito sendo os novos valores paraentrada no emulador, para executar uma nova análise. Alémdisso, o poço a ser analisado pode ser selecionado dentreuma lista em um menu suspenso (411) . Além disso, botões decomando são previstos para executar a simulação, armazenarresultados da simulação, exibir dados de simulaçãohistóricos, e exibir a curva de sensibilidade (412).
Pressão na cabeça do poço, injeção do volume deelevação a gás, pressão do reservatório, relação entre gás/óleo (GOR), e porcentagem de água (WCUT).
Ainda conforme mostrado na fig. 4, a seção (420)mostra a plotagem da análise nodal e as informaçõescorrelatas, onde a relação de desempenho do influxo (IPR) émostrada como a curva (422), e a curva de produção émostrada como a curva (421). O ponto de interseção dessasduas curvas representa o ponto operacional. Além disso, ataxa de produção de liquido, gás, e óleo, e também apressão calculada no fundo do poço (BHP) e a temperatura nacabeça do poço (WHT) , são mostradas (423) à direita dográfico da IPR.
Ainda conforme mostrado na fig. 4, a seção (430)mostra as informações da análise de diagnóstico do poço. Naseção (430), é mostrado o desempenho da injeção de gás nopoço. 0 gráfico inclui a curva do gradiente de pressão notubo (431) e a curva do gradiente de pressão norevestimento (432). A linha horizontal (433) é aprofundidade do ponto da injeção de gás. Em uma ou maismodalidades, esse gráfico pode ser usado para avaliarrapidamente, se o ponto de injeção está muito profundo oumuito raso, e se o volume de injeção e a pressão de injeçãosão suficientes para atingir o ponto da injeção. Alémdisso, a pressão na cabeça do tubo, temperatura na cabeçado tubo, taxa de liquido, porcentagem de água, taxa de gástotal, taxa de injeção de gás, pressão na cabeça dorevestimento, diâmetro do orifício, e profundidade deinjeção são mostrados como dados de entrada de leituraimediata (434) à esquerda do gráfico.
Falando de um modo geral, o emulador de campo depetróleo descrito proporciona uma captura automática dedados. Por conseguinte, através do uso do emulador de campode petróleo descrito, um engenheiro é capaz de capturar eorganizar dados de maneira mais eficiente em simuladorescomerciais de rede e de poço, para melhorar o desempenhodas diferentes simulações demandadas para poços de elevaçãoa gás e instalações de superfície, incluindo diagnostico eotimização.
Modalidades do emulador de campo de petróleo podemser implementadas praticamente em qualquer tipo decomputador, a despeito da plataforma sendo usada. Porexemplo, como mostrado na fig. 5, um sistema de computador(500) inclui um ou mais processadores (502), memóriaassociada (504) (p. ex., memória de acesso aleatório (RAM),memória cache, memória flash etc.), um dispositivo dearmazenamento (506) (p. ex., um disco rígido, um driveótico, tal como um drive de disco compacto ou um drive deDVD, um cartão de memória flash etc.), e numerosos outroselementos e funcionalidades típicas dos computadores atuais(não mostradas). O computador (500) pode ainda incluirmeios de entrada, tais como um teclado (508), um mouse(510), ou um microfone (não mostrado). Além disso, ocomputador (500) pode incluir meios de saída, tais como ummonitor (512) (p. ex. , um mostrador de cristal líquido(LCD), um mostrador de plasma, ou monitor com tubo de raioscatódicos (CRT) ) . O sistema de computador 500 pode serconectado a uma rede (não mostrada) (p. ex., uma rede local(LAN), uma rede de longa distância (WAN) tal como aInternet, ou qualquer outro tipo de rede similar) comsegmentos com e/ou sem fio através de uma conexão deinterface de rede (não mostrada). As pessoas versadas natécnica deverão apreciar que existem muitos tipos distintosde sistema de computador, e que os meios de entrada e saídaacima citados podem assumir outros formatos. Falando demaneira geral, o sistema de computador (500) inclui pelomenos os meios mínimos de processamento, entrada e/ou saídanecessários para a prática das modalidades do emulador decampo de petróleo.
Além disso, as pessoas versadas na técnica deverãoapreciar que um ou mais elementos do sistema de computador(500) acima citado podem ser localizados em um local remotoe conectados aos outros elementos através de uma rede. Alémdisso, modalidades do emulador de campo de petróleo podemser implementadas em um sistema distribuído tendo umapluralidade de nós, onde cada porção do emulador de campode petróleo pode ser localizada em um nó distinto dentro dosistema distribuído. Em uma modalidade do emulador de campode petróleo, o nó corresponde a um sistema de computador.De modo alternativo, o nó pode corresponder a umprocessador com memória fisica associada. 0 nó podecorresponder, de modo alternativo, a um processador commemória e/ou recursos compartilhados. Além disso,instruções de software para executar as modalidades doemulador de campo de petróleo podem ser armazenadas em umamídia legível por computador, tal como um disco compacto(CD) , um disquete, uma fita, ou qualquer outro dispositivode armazenamento legível por computador.
Deverá ficar claro a partir da descrição anterior,que várias modificações e mudanças podem ser feitas nasmodalidades do emulador de campo de petróleo, sem seafastarem de seu espírito fiel.
Essa descrição se destina somente para fins deilustração, e não deve ser considerada em um sentidolimitador. 0 escopo desse emulador de campo de petróleodeve ser determinado somente pela linguagem dasreivindicações a seguir. 0 termo "compreendendo" dentro dasreivindicações pretende significar "incluindo pelo menos",assim que a listagem de elementos citados em umareivindicação seja um grupo aberto. "Um", "uma" e outrostermos no singular pretendem incluir suas formas no plural,salvo se especificamente excluídas.
Embora o emulador de campo de petróleo tenha sidodescrito com relação a um número limitado de modalidades,as pessoas versadas na técnica, tendo o beneficio dessadivulgação, deverão apreciar que outras modalidades podemser imaginadas, que não se afastam do escopo do emulador decampo de petróleo, como aqui divulgado. Por conseguinte, oescopo do emulador de campo de petróleo deve ser limitadosomente pelas reivindicações apensas.
Claims (20)
1. MÉTODO PARA EXECUTAR OPERAÇÕES NO CAMPO DEPETRÓLEO PARA UM CAMPO DE PETRÓLEO, CARACTERIZADO pelo fatode compreender:recepção de dados de modelamento e instruções deusuário, através de uma interface gráfica de usuário;ajuste seletivo de pelo menos uma porção dosdados de modelamento para gerar dados de modelamentoajustados;obtenção de um modelo de campo de petróleobaseado nas instruções de usuário;criação de primeiro e segundo exemplos emsimulador baseado nas instruções de usuário para executaruma simulação, usando os dados de modelamento ajustados e omodelo de campo de petróleo;passagem dos resultados de simulação provisóriosentre os primeiro e segundo exemplos em simulador paraexecutar a simulação;exibição de um resultado da simulação, usando ainterface gráfica de usuário; eexecução das operações no campo de petróleobaseado no resultado da simulação,onde as operações no campo de petróleocompreendem uma operação de elevação a gás do campo depetróleo, e a interface gráfica de usuário é configuradapara emular a operação de elevação a gás usando umsimulador de poço.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato dos dados de modelamentocompreenderem pelo menos um item selecionado dentre o grupoconstituído de pressão estática, GOR, porcentagem de água,pressão na cabeça do poço, e vazão de injeção para elevaçãoa gás.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato das operações no campo de petróleocompreenderem uma operação de otimização da elevação a gásdo campo de petróleo, e da interface gráfica de usuário serconfigurada para emular a operação de otimização daelevação a gás usando um simulador de rede.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3,CARACTERIZADO pelo fato dos dados de modelamentocompreenderem pelo menos um item selecionado dentre o grupoconstituído da vazão de injeção para elevação a gás porpoço, diâmetro do regulador de pressão, pressão doseparador, vazão de injeção mínima e máxima para elevação agás para o processo de otimização, e gás total disponívelpara o processo de otimização.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato das instruções de usuáriocompreenderem pelo menos um item selecionado dentre o grupoconstituído de informações sobre trajetória de um modelo decampo de petróleo, execução da análise nodal, plotagem dosresultados para a análise nodal, execução de diagnóstico dopoço, plotagem dos resultados para diagnóstico do poço,análise e relatórios de sensibilidade, simulação por redena superfície, e otimização da elevação a gás.
6. Método, de acordo com a reivindicação 3,CARACTERIZADO pelo fato da simulação compreender umaanálise nodal e uma análise de diagnóstico executadassimultaneamente, usando respectivamente os primeiro esegundo exemplos em simulador.
7. MÍDIA LEGÍVEL POR COMPUTADOR ARMAZENANDOINSTRUÇÕES PARA EXECUTAR OPERAÇÕES NO CAMPO DE PETRÓLEOPARA UM CAMPO DE PETRÓLEO, CARACTERIZADA pelo fato dasinstruções, quando executadas por um processador,compreenderem funcionalidade para:recepção de dados de modelamento e instruções deusuário, através de uma interface gráfica de usuário;ajuste seletivo de pelo menos uma porção dosdados de modelamento para gerar dados de modelamentoajustados;obtenção de um modelo de campo de petróleobaseado nas instruções de usuário;criação de primeiro e segundo exemplos emsimulador baseado nas instruções de usuário para executaruma simulação, usando os dados de modelamento ajustados e omodelo de campo de petróleo;passagem dos resultados de simulação provisóriosentre os primeiro e segundo exemplos em simulador paraexecutar a simulação; earmazenamento de um resultado da simulação em umrepositório de dados.
8. Midia legível por computador, de acordo com areivindicação 7, CARACTERIZADA pelo fato das operações nocampo de petróleo compreenderem uma operação de elevação agás do campo de petróleo, e a interface gráfica de usuárioser configurada para emular a operação de elevação a gásusando um simulador de poço.
9. Mídia legível por computador, de acordo com areivindicação 8, CARACTERIZADA pelo fato dos dados demodelamento compreenderem pelo menos um item selecionadodentre o grupo constituído de pressão estática, GOR,porcentagem de água, pressão na cabeça do poço, e vazão deinjeção para elevação a gás.
10. Mídia legível por computador, de acordo com areivindicação 7, CARACTERIZADA pelo fato das operações nocampo de petróleo compreenderem uma operação de otimizaçãoda elevação a gás do campo de petróleo, e da interfacegráfica de usuário ser configurada para emular a operaçãode otimização da elevação a gás usando um simulador derede.
11. Mídia legível por computador, de acordo com areivindicação 10, CARACTERIZADA pelo fato dos dados demodelamento compreenderem pelo menos um item selecionadodentre o grupo constituído da vazão de injeção paraelevação a gás por poço, diâmetro do regulador de pressão,pressão do separador, vazão de injeção mínima e máxima paraelevação a gás para o processo de otimização, e gás totaldisponível para o processo de otimização.
12. Mídia legível por computador, de acordo com areivindicação 7, CARACTERIZADA pelo fato das instruções deusuário compreenderem pelo menos um item selecionado dentreo grupo constituído de execução da análise nodal, plotagemdos resultados para a análise nodal, execução dediagnóstico do poço, plotagem dos resultados paradiagnóstico do poço, análise e relatórios de sensibilidade,simulação da superfície por rede, e otimização da elevaçãoa gás.
13. Mídia legível por computador, de acordo com areivindicação 7, CARACTERIZADA pelo fato da simulaçãocompreender uma análise nodal e uma análise de diagnósticoexecutadas simultaneamente, usando respectivamente osprimeiro e segundo exemplos em simulador.
14. SISTEMA PARA EXECUTAR OPERAÇÕES NO CAMPO DEPETRÓLEO PARA UM CAMPO DE PETRÓLEO, CARACTERIZADO pelo fatode ter pelo menos uma região de poço e pelo menos uma redena superfície conectada operativamente a esse, cada qual depelo menos uma região de poço tendo um furo de poçopenetrando na formação subterrânea para extração de fluidode, ou injeção de fluido em, um reservatório subterrâneo noseu interior, e pelo fato de compreender:unidade de superfície tendo um repositório dedados para armazenar dados de modelamento;pluralidade de simuladores ligados operativamentena unidade de superfície; cada simulador de campo depetróleo modelando pelo menos uma porção do campo depetróleo;emulador de campo de petróleo ligadooperativamente na unidade de superfície, compreendendo:interface gráfica de usuário configurada para:recepção dos dados de modelamento e instruções deusuário; eexibição de um resultado de um simulador;módulo controlador de emulação configurado para:ajuste seletivo de pelo menos uma porção dosdados de modelamento, para gerar dados de modelamentoajustados;obtenção de um modelo de campo de petróleobaseado nas instruções de usuário; epassagem dos resultados de simulação provisóriosentre os primeiro e segundo exemplos em simulador paraexecutar a simulação, usando os dados de modelamentoajustados e o modelo de campo de petróleo;módulo de criação em simulador configurado paracriar os primeiro e segundo exemplos em simulador paraexecutar a simulação baseado nas instruções de usuário; emódulo de comunicação em simulador configuradopara:enviar os dados de modelamento ajustados para osprimeiro e segundo exemplos em simulador;receber o resultado da simulação dos primeiro esegundo exemplos em simulador; eenviar e receber os resultados de simulaçãoprovisórios entre primeiro e segundo exemplos em simulador.
15. Sistema, de acordo com a reivindicação 14,CARACTERIZADO pelo fato das operações no campo de petróleocompreenderem uma operação de elevação a gás do campo depetróleo, e da interface gráfica de usuário ser configuradapara emular a operação de elevação a gás usando umsimulador de poço.
16. Sistema, de acordo com a reivindicação 15,CARACTERIZADO pelo fato dos dados de modelamentocompreenderem pelo menos um item selecionado dentre o grupoconstituído de pressão estática, GOR, porcentagem de água,pressão na cabeça do poço, e vazão de injeção para elevaçãoa gás.
17. Sistema, de acordo com a reivindicação 14,CARACTERIZADO pelo fato das operações no campo de petróleocompreenderem um operação de otimização da elevação a gásdo campo de petróleo, e da interface gráfica de usuário serconfigurada para emular a operação de otimização daelevação a gás usando um simulador de rede.
18. Sistema, de acordo com a reivindicação 17,CARACTERIZADO pelo fato dos dados de modelamentocompreenderem pelo menos um item selecionado dentre o grupoconstituído da vazão de injeção para elevação a gás porpoço, diâmetro do regulador de pressão, pressão doseparador, vazão de injeção mínima e máxima para elevação agás para o processo de otimização, e gás total disponívelpara o processo de otimização.
19. Sistema, de acordo com a reivindicação 14,CARACTERIZADO pelo fato das instruções de usuáriocompreenderem pelo menos um item selecionado dentre o grupoconstituído de informações sobre trajetória de um modelo decampo de petróleo, execução da análise nodal, plotagem dosresultados para a análise nodal, execução de diagnóstico dopoço, plotagem dos resultados para diagnóstico do poço,análise e relatórios de sensibilidade, simulação por redena superfície, e otimização da elevação a gás.
20. Sistema, de acordo com a reivindicação 14,CARACTERIZADO pelo fato da simulação compreender umaanálise nodal e uma análise de diagnóstico executadassimultaneamente, usando respectivamente os primeiro esegundo exemplos em simulador.
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