EP2013447B1 - Méthode de mesure de production des puits de pétrole - Google Patents

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EP2013447B1
EP2013447B1 EP07727813A EP07727813A EP2013447B1 EP 2013447 B1 EP2013447 B1 EP 2013447B1 EP 07727813 A EP07727813 A EP 07727813A EP 07727813 A EP07727813 A EP 07727813A EP 2013447 B1 EP2013447 B1 EP 2013447B1
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EP
European Patent Office
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well
production
wells
cluster
segment
Prior art date
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EP07727813A
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German (de)
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EP2013447A1 (fr
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Jan Jozef Maria Briers
Keat-Choon Goh
Charles Edward Moncur
Peter Overschee
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Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining the contributions of individual wells to the production of a cluster of wells and/or of individual well segments to the production of a well and/or a cluster of wells.
  • well effluent fluid streams produced by individual wells of a well cluster are commingled on a header (manifold) and routed via a fluid stabilization and separation assembly (comprising one or more bulk or production separators).
  • the well effluent fluid is separated in the production separator into nominally single-phase streams of oil, water, gas and/or other fluids (or optionally, a gross liquid phase comprising oil and water, and a gas phase).
  • the separated single-phase fluids are thereafter routed to the production separator outlet conduits for metering, transportation and sales.
  • a problem associated with management of fluid flow at the outlets of the production separator is that this fluid flow stems from the commingled production (or "flux") from some or all the wells of the cluster and at first glance the metering data does not provide information about the oil, water and gas (or liquid and gas) production by the individual wells.
  • Multiphase well effluent meters are often too expensive, have too restricted an operating envelop and are too complex to install on individual well flowlines to allow individual oil, water and gas components of the well production to be measured continuously in real time, particularly as the well effluent composition and associated flow characteristics may change significantly over the life of the well.
  • multiphase well effluent meters may require calibration at start up and/or from time to time.
  • a well testing facility is consequently made available to be shared among a cluster of wells.
  • the production from the wells are individually in turn routed to the well testing facility in which the individual oil, water and gas components of the production are determined directly, without interruption to the production of the other wells, and used as representative of the well production during normal production.
  • Well testing facilities and their associated well production routing valve manifolds in spite of being shared by all the wells in the cluster of wells, are commonly regarded to be expensive, bulky and difficult to operate and maintain. In many cases, such well test facilities are not available.
  • the first method (A) is the simple method of producing each well individually in turn, while all other wells are closed in from production, thus resulting in significant production deferment.
  • a second approach (B) is "piggy back testing", that is, by testing one well and establishing its nominal production, and thereafter putting a second well into production, thereby computing the estimated nominal production of the second well by subtracting the nominal production from the first well from the measured production while the second well was also producing and so on.
  • a third method (C) is "testing by difference” ("TBD"), the practice of shutting in one well and measuring the consequent difference in commingled production before and after the shut in of the well. The difference in production levels is then an estimate of the nominal production of the well.
  • TBD testing by difference
  • Method (C) causes less production deferment than methods (A) and (B), but is nevertheless has drawbacks, including the deferment of production of the tested well during the test period..
  • the PU RTM method allows accurate real time estimation of the contributions of individual wells to the total commingled production of a cluster of crude oil, gas and/or other fluid production wells, based on well models derived from well test data and updated regularly using commingled production dynamic data.
  • DDWTs Deep Well Tests
  • a method for determining the contributions of individual wells to the production of a cluster of wells of which the well effluent streams are commingled and routed via a fluid separation assembly into fluid outlet conduits for transportation of at least partly separated streams of crude oil, gas and/or other fluids comprising:
  • Each of the wells of the well cluster may be tested for characterization by performing a series of actions during which production from a tested well is varied, including closing in the well production for a period of time, and then production of the tested well is started up in steps such that the tested well is induced to produce at multiple production rates over a normal potential operating range of the well, which test is hereinafter referred to as a Deliberately Disturbed Well Testing by Difference (DDWTBD).
  • DSWTBD Deliberately Disturbed Well Testing by Difference
  • a sequence of well tests may be performed such that sequentially each of the wells of the well cluster is tested for characterization by initially closing in all the wells in the cluster, and subsequently starting up one well at a time, in sequence, with wells individually started up in steps to produce at multiple production rates over the normal potential operating range of the well, which sequence of well tests is referred to as “Deliberately Disturbed Production Testing” (DDPT), from which well tests:
  • DDPT Deliberately Disturbed Production Testing
  • the well production estimation model for each of the wells is constructed by combining data from:
  • Each well production estimation model may have a static and a dynamic part, wherein the static part is constructed by comparing the outcome of a plurality of alternative curve fitting approaches and the dynamic part is constructed by comparing the outcome of a plurality of alternative dynamic identification approaches.
  • the "well production estimation models” can additionally incorporate a "well decline factor” which will be a function of time.
  • the decline factor is computed as a best fit to allow the "well production estimation models” to reflect the decline of well production due to the inherent decrease in well potential as a function of cumulative well production.
  • DDPTBD or “TBD” plus “eDDPT” can both or in combination be used to generate "well production estimation models" for each well in a cluster of wells with commingled production channelled into a production separator with measurements on its single phase outlet flows. It is noted that “eDDPT” data need not be obtained from dedicated testing, but often be directly obtained from the historic production record of the cluster of wells.
  • the first special case is that of oil and gas production wells that have multiple individual producing zones, each with its own production control devices and measurement.
  • the second special case is that where multiple subsea wells share a single pipeline to surface production facilities, and which have no subsea well test facilities or dedicated pipeline for routing flow from individual wells to surface well testing facilities.
  • the method according to the invention is essential to allow the derivation of "well (or zone) production estimation models" of each individual well in the well cluster, at an acceptable deferment of production, which in turn allows the continuous real time production monitoring of the production of individual well zones or subsea wells.
  • the methods (A), (B) and (C) above, in particular the methods (B) and (C), may be incorporated in the method according to the invention.
  • a preferred embodiment of the computation of the "well production estimation model” either from “TBD” for each well, and a “eDDPT”, or from a set of "DDWTBD” for each well, is as follows:
  • the "well production estimation model" obtained from the preceding steps for each individual well may then be inserted into "PU RTM".
  • FIG.1 schematically shows a crude oil and/or natural gas production system comprising a cluster of wells, including wells 1 and 2.
  • No dedicated well testing facility where the production of a well can be separately and directly metered, with no interruption to the production of the other wells, is available.
  • the well 1 (typical for well 2, and the other wells) comprises a well casing 3 secured in a borehole in the underground formation 4 and a production tubing 5 extending from surface to the underground formation.
  • the well further includes a wellhead 10 provided with well measurement equipment, typically a pressure transmitter 13 for measuring Tubing Head Pressure (THP).
  • a Flowline Pressure (FLP) transmitter 14 or lift gas flow measurement 12, or subsurface pressure gauges and/or other downhole production measurement equipment available, for example a downhole Downhole Tubing Pressure (DTP) gauge 18 (also Fig. 2 , item 66), or flowline differential pressure meters, for example wet gas meters (not shown).
  • the well 1 also may have means of adjusting production, such as a production control choke 11, a fixed bean choke (not shown) and / or lift-gas injection 12 or downhole interval control valves ( Fig. 2 , item 67).
  • the production system further includes well effluent well production flow lines 20, extending from the wellheads 10 to a production header 21, and a production separator 25.
  • the production separator 25 is provided with outlets for water, oil and gas 35, 36 and 37 respectively. Each outlet 35, 36 or 37 is provided with flow metering devices, 45, 46 and 47 respectively. Optionally, the water and oil outlets can be combined.
  • the production separator pressure 26 may be controlled by regulating the gas flow from gas outlet 37, thereby affecting the flowline pressure 14 and the production of the individual wells.
  • the well measurements comprising at least data from 13 and optionally from 14, 18, lift gas injection rate from 12, position of production choke 11, and so on, are continuously transmitted to a Production Data Acquisition and Control System 50.
  • the commingled production measurements 45, 46, 47 are continuously transmitted to the Production Data Acquisition and Control System 50.
  • the data transferred to the Production Data Acquisition and Control System is stored for real time and subsequent data retrieval for analysis and "well production estimation model" construction as outlined in this patent.
  • the typical data transmission paths are illustrated as 14a and 45a.
  • the data in the Production Data Acquisition and Control System are also accessed by PU RTM in real time for use in conjunction with "well production estimation models" for the continuous real time estimation of individual well productions.
  • TBD Transmission by Difference
  • DWTBD DwT by Difference
  • the tubing head pressures for the other wells are also monitored and preferably, if the tubing head pressures of the other wells substantially change after the shutdown of the well on test, the production choke valves of the other wells, or optionally, the pressure of the separator, should be adjusted to return the tubing head pressures of the wells not on test to the pressures prior to the shutdown of the well on test. Similarly, as the well on test is ramped in steps up to its normal production as part of the "DDWTBD", adjustments should be made to return the tubing head pressures of the wells not on test to the pressures prior to the shutdown of the well on test.
  • y i ( t ) ⁇ i + f i ( ⁇ i , u 1 i ( t ), u 2 i ( t ),...), where y i ( t ) the estimate of well i production at time t , then the modelling process reduces to one of minimizing an appropriate mathematical norm of the modelling fit error y i ( t )-( s ( t )- S 1 ) over the interval T 2 by choosing appropriate vectors ⁇ i and ⁇ i .
  • the computations for the models then follow as before.
  • the application the decline factor is important in the case where test data has been accumulated over a long period of time, or if the duration T 3 in the eDDPT is significant.
  • the invention has important and significant application to oil, water and gas production systems in the case where one or more wells in the cluster of wells have, at subsurface (or downhole) level, multiple fluid producing zones or branches.
  • the details are illustrated by reference to a multizone well, but the principles are equally applicable to a multi-branch or a multilateral well.
  • FIG.2 illustrates a multizone well 60 with tubing 5 extending to well segments, which form three distinct producing zones 62, 63, 64.
  • Each zone has means of measuring the variations of thermodynamic quantities of the fluids within zone as the fluid production from the zone varies, and these can include downhole tubing pressure gauges 66 and downhole annulus pressure gauges 65.
  • Each zone may also have a means for remotely adjusting the production through the zone from the surface, for example, an interval control valve 67, either on-off or step-by-step variable or continuously variable.
  • the multizone well 60 further includes a wellhead 10 provided with well measurements, for example, "Tubing Head Pressure" 13 and "Flowline Pressure" 14.
  • the well 60 may also have some means of adjusting production at the surface, for example a production control choke 11.
  • the well 60 produces into a multiphase well effluent flowline 20, extending from the well to a production header (already shown on FIG.1 ).
  • the multizone well 60 can be part of a cluster of wells producing to a production separator with or without a dedicated well test facility, or optionally, the multizone well 60 can have a dedicated well effluent meter that directly measures its production. In any case, if more than one zone of the well is producing, the direct measurement of the production from one of the zones is not possible without interruption of the continued production from the other zones. As such, both the approaches of:
  • the vectors ⁇ j and ⁇ j are computed using best fit methods based on DDWTBD or TBD plus eDDPT as outlined above.

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Claims (15)

  1. Procédé pour déterminer les contributions de puits individuels à la production d'un groupe de puits dont les courants d'effluent de puits sont mélangés et acheminés par l'intermédiaire d'un ensemble de séparation de fluide dans des conduits de sortie de fluide pour le transport de courants au moins partiellement séparés de pétrole brut, de gaz et/ou d'autres fluides, le procédé comprenant les étapes consistant à :
    a) fournir des débitmètres pour mesurer le débit de fluide dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide, et fournir des équipements de surveillance de puits pour surveiller une ou plusieurs variables de production, telles qu'une pression et/ou d'autres caractéristiques, connexes à des courants d'effluent de puits des puits individuels ;
    b) réaliser des essais séquentiels sur des puits du groupe de puits en réalisant un essai de puits au cours duquel la production à partir d'un puits sur lequel un essai est réalisé est variée ;
    c) surveiller, au cours de l'étape b, une ou plusieurs variables de production par l'intermédiaire des équipements de surveillance et simultanément mesurer au moyen des débitmètres dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide une quelconque variation du profil de débit d'effluents produits par le groupe de puits, y compris le puits sur lequel un essai est réalisé, et obtenir à partir de la variation estimée une estimation de la production du puits sur lequel un essai est réalisé au cours de l'essai de puits ;
    d) dériver, à partir des étapes b et c, un modèle d'estimation de production de puits pour chaque puits sur lequel un essai est réalisé, lequel modèle fournit une corrélation entre des variations d'une ou de plusieurs variables de production surveillées par les équipements de surveillance et l'estimation de la production du puits au cours de l'essai de puits telle qu'elle est mesurée par les débitmètres ;
    e) produire du pétrole et/ou du gaz à partir du groupe de puits alors qu'un profil dynamique de débit de fluide des courants accumulés d'effluent de puits produits par le groupe de puits est mesuré au moyen des débitmètres et une ou plusieurs variables de production de chaque puits sont surveillées par les équipements de surveillance de puits ;
    f) calculer, au cours de l'étape e, une contribution estimée de chaque puits à la production de fluides par le groupe de puits sur la base des variables de production surveillées par les équipements de surveillance de puits et du modèle d'estimation de production de puits dérivé dans l'étape d ;
    g) calculer un profil de débit dynamique estimé aux sorties de fluide de l'ensemble de séparation de fluide au cours d'une période sélectionnée en accumulant les contributions estimées de chacun des puits réalisées conformément à l'étape f au cours de la période sélectionnée ; et
    h) régler itérativement de temps en temps pour chaque puits le modèle d'estimation de production de puits pour ce puits jusqu'à ce que, au cours de la période sélectionnée, le profil dynamique estimé accumulé calculé conformément à l'étape g corresponde sensiblement au profil de débit de fluide dynamique surveillé, surveillé par les débitmètres dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide.
  2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le groupe de puits comprend un nombre de n puits i, de sorte que i = 1, 2, 3,..., n, et l'étape h comprend les étapes consistant à :
    - exprimer le modèle d'estimation de production de puits pour chaque puits i comme yi(t)=fi(uli, U2i(t) ...) où yi(t) est le profil de débit d'effluent de puits de puits i tel qu'il est surveillé à l'instant t, et u1i, u2i... sont des variables de production de puits i, telles que la pression et/ou d'autres caractéristiques connexes au courant d'effluent de puits dans le puits surveillées au cours de l'essai de puits et au cours de la production normale du puits par les équipements de surveillance de puits i ;
    - exprimer le profil de débit de fluide dynamique estimé aux sorties de fluide de l'ensemble de séparation de fluide comme : y ⁢ t estimé ≅ Σ i = 1 n γ i ⁢ y i t
    Figure imgb0007
    où γi sont des coefficients pondéraux initialement inconnus, qui sont uniformes au cours de la période sélectionnée ;
    - exprimer le profil de débit de fluide surveillé, qui est mesuré par les débitmètres dans les conduits de sortie de l'ensemble de séparation, comme y(t) surveillé ;
    - comparer y(t) surveillé à y(t) estimé et
    - estimer une valeur de chacun des coefficients pondéraux γi en variant itérativement les coefficients pondéraux γi jusqu'à ce que y(t) estimé soit sensiblement égal à y(t) surveillé.
  3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel un procédé de réconciliation mathématique est utilisé pour obtenir la valeur de chacun des coefficients pondéraux γi.
  4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel chacun des puits du groupe de puits subit un essai de caractérisation en réalisant une série d'actions au cours desquelles la production à partir d'un puits sur lequel un essai est réalisé est variée, comprenant le fait de fermer la production du puits pendant une période, et puis la production du puits sur lequel un essai est réalisé est démarrée progressivement de sorte que le puits sur lequel un essai est réalisé soit obligé de produire à de multiples taux de production au cours d'une plage normale de fonctionnement potentiel du puits, lequel essai est appelé « Deliberately Disturbed Well Testing by Difference » (DDWTBD ou essai de puits perturbé délibérément par différence).
  5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel une séquence d'essais de puits est réalisée de sorte que, séquentiellement, chacun des puits du groupe de puits subisse un essai de caractérisation en fermant initialement tous les puits dans le groupe, et en démarrant par la suite un puits à la fois, en séquence, avec des puits démarrés individuellement et progressivement pour produire aux multiples taux de production au cours de la plage de fonctionnement potentielle normale du puits, laquelle séquence d'essais de puits est appelée « Deliberately Disturbed Production Testing » (DDPT ou essai de production délibérément perturbée), à partir desquels essais de puits :
    - une estimation de la production d'un premier puits destiné à être démarré est directement obtenue à partir de l'essai de puits du premier puits, et le modèle d'estimation de production de puits est calculé pour ce puits,
    - la production à partir du deuxième puits destiné à être démarré est dérivée de la soustraction de la production du premier puits en utilisant le modèle de puits du premier puits déjà établi et
    - la production et le modèle d'estimation de production de puits du troisième puits et de tout puits démarré par la suite sont calculés en séquence de leurs démarrages, obtenant ainsi le modèle d'estimation de production de puits de chaque puits du groupe de puits.
  6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les modèles d'estimation de production de puits sont construits en associant des données à partir de :
    - la réalisation d'un essai « Testing by Difference » (TBD ou essai par différence), moyennant quoi une production de puits de base est établie en interrompant la production de puits individuel pendant une période, tout en surveillant, au moyen des débitmètres dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide, la variation du profil de débit d'effluents produits par le groupe de puits, obtenant ainsi une estimation de la production de puits de base du puits sur lequel un essai est réalisé, et
    - la réalisation d'un essai « extended Deliberately Disturbed Production Test » (eDDPT ou « essai prolongé de production délibérément perturbée »), au cours duquel les mesures par les débitmètres dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide sont enregistrées au cours d'une période conjointement aux quantités mesurables à tous les puits,
    - les modèles d'estimation de production de puits pour tous les puits du groupe de puits sont construits simultanément pour fournir un meilleur ajustement aux données collectées des essais TBD et eDDPT.
  7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le modèle d'estimation de production de puits possède une partie statique et une partie dynamique et la partie statique est construite en comparant le résultat d'une pluralité de variantes d'approches d'ajustement de courbe et la partie dynamique est construite en comparant le résultat d'une pluralité de variantes d'approches d'identification dynamique.
  8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le procédé est appliqué sur des puits de production de pétrole et de gaz qui possèdent de multiples zones ou branches de production individuelles souterraines, chacune avec ses propres dispositifs de contrôle de production et de mesure.
  9. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le procédé est appliqué à un groupe de puits de production de pétrole et de gaz sous-marins, qui partagent un pipeline unique jusqu'à des installations de production à la surface, et qui ne possèdent aucune installation d'essai de puits sous-marine ou aucun pipeline dédié pour acheminer le débit à partir de puits individuels jusqu'à des installations d'essai de puits à la surface.
  10. Procédé selon la revendication 1, dans lequel, au cours de l'essai de puits conformément à l'étape b, la production du puits sur lequel un essai est réalisé est variée alors que la production à partir d'autres puits du groupe de puits est maintenue sensiblement constante.
  11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les puits du groupe de puits traversent une formation pétrolifère et/ou gazéifère souterraine unique.
  12. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les puits du groupe de puits traversent une pluralité de formations pétrolifères et/ou gazéifères et/ou de zones de production de pétrole et/ou de gaz qui sont facultativement soumises à différentes conditions de production commerciales ou légales.
  13. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les équipements de surveillance comprennent des moyens pour surveiller une ou plusieurs des variables de production suivantes, telles que la pression et/ou d'autres caractéristiques connexes au courant d'effluent de puits :
    - la pression de tête de colonne de production de puits ;
    - la pression de conduite d'écoulement de puits ;
    - la température de tête colonne de production de puits ;
    - la température de conduite d'écoulement de puits ;
    - les pressions différentielles à travers une soupape d'étranglement de production de puits ;
    - les pressions différentielles à travers un quelconque dispositif de production de pression différentielle, tel qu'un venturi à gaz humide, sur une conduite d'écoulement de puits ;
    - les débitmètres, tels que des débitmètres nominalement appropriés seulement pour un écoulement à une phase, qui sont utilisés en tant qu'entrées pour des modèles d'estimation de puits, même lorsque les puits présentent un écoulement à phases multiples ;
    - l'ouverture de soupape d'étranglement de production de puits ;
    - l'état ou la position de quelconques moyens de fermeture et de démarrage réversibles et commandé d'un puits ;
    - le débit d'injection gaz de poussée de puits ;
    - le débit d'injection de fluide hydraulique d'éjecteur de puits ;
    - la pression de tubage de production de puits ;
    - la vitesse de pompe submersible électrique (ESP) de puits ;
    - la pression d'admission d'ESP de puits ;
    - la pression de refoulement de pompe de fond d'ESP de puits ;
    - la pression différentielle de venturi de fond d'ESP de puits ;
    - la puissance d'ESP de puits ;
    - le courant de phase de moteur d'ESP de puits ;
    - la puissance d'entrée de moteur de pompe de tige de puits ;
    - le régime de moteur de pompe de tige de puits ;
    - le déplacement de coup de pompe de tige de puits ;
    - la cellule de charge de pompe de tige de puits ;
    - la position d'arbre de boîte à engrenages de pompe à balancier ;
    - la vitesse différentielle de pompe de tige de puits, y compris le glissement de moteur/boîte d'engrenages ;
    - la pression de colonne de production de fond de puits ;
    - la pression d'espace annulaire de fond de puits ;
    - la température de colonne de production de fond de puits, ou diverses dérivations de celle-ci à partir de capteurs de température distribués ;
    - la température d'espace annulaire de fond de puits, ou diverses dérivations de celle-ci à partir de capteurs de température distribués ;
    - l'intervalle de fond de puits ou l'ouverture de soupape de commande de segment de puits,
    - l'amplitude d'une sélection de fréquences de son à partir d'un ou plusieurs capteurs acoustiques montés sur une conduite d'écoulement de puits ;
    - le délai de propagation de configurations de son corrélées à une sélection de fréquences à partir de deux, ou plus, capteurs de son montés dans une direction amont-aval sur une conduite d'écoulement de puits.
  14. Procédé pour déterminer les contributions d'un ou de plusieurs segments d'une région de débit d'entrée segmentée d'une multizone et/ou d'un puits multilatéral à la production d'un groupe de segments d'une multizone et/ou d'un puits multilatéral et/ou d'un groupe de puits, dans lequel des courants d'effluent de puits produits par les segments de la multizone et/ou du puits multilatéral et facultativement par d'autres puits de production de pétrole, de gaz et/ou d'autre fluide du groupe de puits, sont mélangés et acheminés par l'intermédiaire d'un ensemble de séparation de fluide dans des conduits de sortie de fluide pour un transport de courants au moins partiellement séparés de pétrole brut, de gaz et/ou d'autres fluides, le procédé comprenant les étapes consistant à :
    a) agencer un débitmètre dans chaque conduit de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide, et fournir, pour chacun des segments de puits pour lesquels des estimations de production en temps réel sont requises, des équipements de surveillance de segment de puits pour surveiller une ou plusieurs variables de production de segment de puits, telles que la pression et/ou d'autres caractéristiques, connexes au courant d'effluent de segment de puits ;
    b) réaliser des essais séquentiels sur des segments de la multizone et/ou du puits multilatéral en réalisant un essai de puits au cours duquel la production à partir du segment de puits sur lequel un essai est réalisé est variée ;
    c) surveiller, au cours de l'étape b, des variations d'une ou de plusieurs variables de production connexes au courant d'effluent de segment de puits par l'intermédiaire des équipements de surveillance de puits et simultanément mesurer au moyen des débitmètres dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide au cours de chaque essai de puits, la variation du profil de débit d'effluents produits par le groupe de puits, y compris le segment de puits sur lequel un essai est réalisé, et obtenir, à partir des variations estimées, une estimation de la production du segment de puits sur lequel un essai est réalisé au cours de l'essai de segment de puits ;
    d) dériver, à partir des étapes b et c, un modèle d'estimation de production de segment de puits pour chaque segment de puits sur lequel un essai est réalisé, lequel modèle fournit une corrélation entre des variations de la pression et/ou d'autres caractéristiques connexes au courant d'effluent de segment de puits et l'estimation de la production du segment de puits au cours de l'essai de puits telle qu'elle est surveillée par les débitmètres ;
    e) produire du pétrole et/ou du gaz à partir du groupe de puits alors qu'un profil dynamique de débit de fluide des courants accumulés d'effluents de puits produits par le groupe de puits est surveillé au moyen des débitmètres aux sorties de fluide de l'ensemble de séparation de fluide et la ou les variables de production de segment de puits sont surveillées par les équipements de surveillance de segment de puits ;
    f) calculer, au cours de l'étape e, une contribution estimée de chaque segment de puits à la production de fluides par le groupe de puits sur la base de la ou des variables de production connexes au courant d'effluent de segment de puits surveillées par les équipements de surveillance de segment de puits et du modèle d'estimation de production de segment de puits dérivé dans l'étape d ;
    g) calculer un profil de débit dynamique estimé aux sorties de fluide de l'ensemble de séparation de fluide au cours d'une période sélectionnée en accumulant les contributions estimées de chaque segment de puits réalisées conformément à l'étape f au cours de la période sélectionnée ; et
    h) régler itérativement de temps en temps pour chaque segment de puits le modèle d'estimation de production de segment de puits pour ce segment de puits jusqu'à ce que, au cours de la période sélectionnée, le profil dynamique estimé accumulé calculé conformément à l'étape g corresponde sensiblement au profil de débit de fluide dynamique surveillé, surveillé par les débitmètres dans les conduits de sortie de fluide de l'ensemble de séparation de fluide.
  15. Procédé selon la revendication 1 ou 14, dans lequel si deux, ou plus, jeux de données d'essai de puits ou de segment de puits accumulés au cours d'une période prolongée sont disponibles, toute différence entre les « modèles d'estimation de production de puits ou de segment de puits » dérivés à partir de données d'essai de puits ou de segment de puits avant et après une période prolongée de production par un ou plusieurs puits ou segments de puits fournit une indication d'un « facteur de déclin de puits ou de segment de puits » qui est représenté en fonction du temps et qui est calculé en tant que meilleur ajustement pour permettre une quelconque différence entre les « modèles d'estimation de production de puits ou de segment de puits » générés pour réfléchir un quelconque déclin de la production de puits en raison d'une réduction inhérente de potentiel de puits ou de segment de puits en fonction de la production cumulative de puits ou de segment de puits.
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