MX2007007192A

MX2007007192A - Metodo, sistema y dispositivo de almacenamiento de programa para optimizacion de ajustes de valvula en pozos instrumentados usando tecnologia de gradiente adjunto y simulacion de yacimientos.

Info

Publication number: MX2007007192A
Application number: MX2007007192A
Authority: MX
Inventors: David Rowan; Kieran Neylon; Ian Pallister; Paul A Fjerstad
Original assignee: Schlumberger Holdings
Priority date: 2004-12-15
Filing date: 2005-12-15
Publication date: 2007-08-14
Also published as: US20060184329A1; WO2006066166A3; NO340244B1; DE602005024044D1; US7640149B2; NO20073485L; EA200701281A1; EP1825303A2; WO2006066166A2; CA2591709A1; ATE483995T1; EA010967B1; CA2591709C; EP1825303B1

Abstract

Se describe un nuevo metodo adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos en un Simulador de Yacimientos que comprende: calcular gradientes adjuntos de una funcion objetivo con respecto a cambios en ajustes de valvulas, tomando en cuenta el modelado de caida de presion y flujo de fluidos a lo largo de un barreno y el uso de los gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrizacion de dispositivos del fondo del pozo y el uso de estas sensibilidades en el control optimo de los pozos para optimizar alguna funcion objetivo sujeta a restricciones de produccion.

Description

MÉTODO, SISTEMA Y DISPOSITIVO DE ALMACENAMIENTO DE PROGRAMA PARA OPTIMIZACION DE AJUSTES DE VÁLVULA EN POZOS INSTRUMENTADOS USANDO TECNOLOGÍA DE GRADIENTE ADJUNTO Y SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La materia de esta especificación es concerniente con un nuevo método adjunto (y sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociado) para calcular gradientes y en particular con un método adjunto para calcular gradientes de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas, en tanto que se toma en cuenta el modelado de la caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno para optimizar más efectiva y eficientemente los ajustes de válvulas de control para la producción de yacimientos. Los dispositivos en el fondo del pozo controlables han hecho factibles la implementación de estrategias de control de pozos avanzadas para obtener un objetivo, tal como maximizar la recuperación de hidrocarburo o valor presente neto. Sin embargo, el desarrollo de algoritmos para determinar la mejor estrategia para controlar estos dispositivos, sujetos a restricciones de producción e inyección, todavía es un área de investigación activa e involucra en general implementación de alguna forma de lógico de control dentro de un flujo de trabajo de simulación de yacimiento.

Algunas "estrategias de control" para controlar estos dispositivos son reactivas, lo que significa que se realizan intervenciones cuando las condiciones locales se cumplen en pozos o válvulas particulares, sin tomar en cuenta el efecto futuro de la intervención en todo el yacimiento. Además, con este procedimiento, puede ya ser demasiado intervenir o impedir la ruptura indeseable. Estos métodos de regla de producción tienden a ser heurísticos, pero son muy eficientes en la simulación de yacimientos. Estrategias de control proactivas se aplican al tiempo de vida del campo y así proporcionan un mecanismo para controlar el flujo de fluido lo prematuramente suficiente para retardar el rompimiento. Estas "estrategias de control proactivas alternativas", para controlar estos dispositivos pueden ser divididas en por lo menos dos métodos: (1) métodos "estocásticos", tales como Monte Cario que investigan el efecto de un gran número de estrategias posibles y (2) métodos "determinísticos" que ajustan o establecen el comportamiento de cada pozo y válvula en base a su efecto sobre el objetivo. Esta especificación incluye un "método de optimización restringido determinístico proactivo" asociado con las "estrategias de control proactivas alternativas" adaptadas para controlar los "dispositivos del fondo del pozo controlables" mencionados anteriormente. En particular, esta especifica incluye una primera aplicación de gradientes adjuntos para controlar y optimizar ajustes en un modelo de pozo multi-segmentado. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Un aspecto del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación, involucra un método para calcular y usar gradientes adjuntos en un simulador de depósito, que comprende: calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas, en tanto que se toma en cuenta un modelado de caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno, en respuesta a los gradientes adjuntos calculados, calcular sensibilidades de una respuesta de yacimiento a cambios en la parametrización de dispositivos en el fondo del pozo y en respuesta a las sensibilidades calculadas, utilizar las sensibilizadas para optimizar el control de pozos en un yacimiento mediante la optimización de una función objetivo. Otro aspecto del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación, involucra un método para optimizar la producción de un yacimiento que tiene uno o más pozos que tiene válvulas, que comprende: (a) poner en operación un simulador de yacimiento en una simulación hacia adelante para simular la vida del yacimiento; (b) procesar resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; (c) combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo y las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimiento; (d) resolver un sistema adjunto grande de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular los gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; (e) determinar a partir de los gradientes adjuntos una dirección de búsqueda; (f) utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza la función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; (g) localización de un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar parámetros de control; (h) utilizar los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimientos, (i) repetir las etapas (a) -(i) hasta que se ha alcanzado un valor óptimo de la función objetivo. Otro aspecto del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación involucra un dispositivo de almacenamiento de programas que se puede leer por una máquina que implementa de manera tangible un conjunto de instrucciones ejecutables por la máquina para efectuar etapas de método para calcular y utilizar gradientes adjuntos en un simulador de yacimientos, las etapas del método comprenden: calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvula en tanto que se toma en cuenta un modelado de la caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno; en respuesta a los gradientes adjuntos calculados, calcular sensibilidades de un yacimiento en respuesta a cambios en la parametrización de dispositivos en el fondo del pozo y en respuesta a las sensibilidades calculadas, utilizar las sensibilidades para optimizar el control de pozos en un yacimiento al utilizar una función objetivo. Otro aspecto del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación involucra un dispositivo de almacenamiento de programas que se puede leer por una máquina que implementa de manera tangible un conjunto de instrucciones ejecutables por la máquina para efectuar etapas de método para optimizar la producción de un yacimiento que tiene uno o más pozos que tienen válvulas, las etapas de método comprenden: (a) poner en operación un simulador de yacimiento en una simulación hacia delante para simular la vida del yacimiento; (b) procesar los resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; (c) combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo y las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimiento; (d) resolver un sistema adjunto grande de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular los gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; (e) determinar a partir de los gradientes adjuntos una dirección de búsqueda; (f) utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza la función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; (g) localizar un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar los parámetros de control; (h) utilizando los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimiento, y (i) repetir las etapas (a) -(i) hasta que se ha alcanzado un valor óptimo de la función objetivo. Otro aspecto del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación involucra un sistema adaptado para calcular y usar gradientes adjuntos en un simulador de yacimiento, que comprende: un primer aparato para calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvula en tanto que se toma en cuenta un modelado de caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno; un segundo aparato, en respuesta a los gradientes adjuntos calculados, adaptado para calcular sensibilidades de un yacimiento en respuesta a cambios en la parametrización de dispositivos en el fondo del pozo y un tercer aparato, sensible a las sensibilidades calculadas, adaptado para usar las sensibilidades para optimizar el control de pozos en un yacimiento al optimizar una función objetivo. Otro aspecto del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación involucra un sistema adaptado para optimizar la producción de un yacimiento que tiene uno o más pozos que tiene válvulas que comprende: un aparato adaptado para: poner en operación un simulador de yacimiento en una simulación delantera para similar la vida del yacimiento; procesar resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo y las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimiento; resolver un sistema adjunto de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular un conjunto de gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; determinar a partir de los gradientes adjuntos una dirección de búsqueda; utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza la función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; localizar un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar parámetros de control; utilizar además los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimiento y repetir las etapas de procesamiento, combinación, resolución, determinación, uso, localización y utilizar además funciones efectuadas por el aparato hasta que se ha alcanzado un valor óptimo de la función objetivo . Un alcance de aplicación industrial adicional será evidente a partir de la descripción detallada presentada posteriormente en la presente. Sin embargo, se debe comprender que la descripción detallada y los ejemplos específicos resumidos a continuación son dados a manera de ilustración solamente, puesto que varios cambios y modificaciones dentro del espíritu y alcance del "método adjunto para calcular gradientes" como se describe y reivindica en esta especificación, se harán más obvios al experimentado en el arte a partir de una lectura de la siguiente descripción detallada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Se obtendrá un pleno entendimiento a partir de la descripción detallada presentada en la presente a continuación y las figuras adjuntas, que son dadas a manera de ilustración solamente y no pretenden ser limitantes en ninguna extensión y en donde: La figura ilustra una operación sísmica para producir un registro de salida de datos sísmicos reducido, la operación sísmica de la figura 1 incluye una operación de reducción de datos; La figura 2 ilustra una operación de barreno para producir un registro de salida de registro de pozo; La figura 3 ilustra un sistema de computadora para efectuar la operación de reducción de datos para la figura 1; Las figuras 4 y 5 ilustran una estación de trabajo adaptada para almacenar un elemento de programación "Flogrid" y un elemento de programación de simulador "Eclipse"; Las figuras 6 y 7 ilustran una construcción más detallada de los elementos de programación "Flogrid" de la figura 5 que están adaptados para generar datos de salida para uso por los elementos de programación del simulador "Eclipse", los elementos de programación del simulador Eclipse incluyen un "método de volumen finito para ecuaciones de elasticidad lineales" que es descrito en esta especificación; La figura 8 ilustra un ejemplo de una pantalla de salida típica generada por los elementos de programación del simulador "Eclipse" de la figura 6 que son mostrados en el visor 3D de la figura 6; La figura 9 ilustra un procedimiento o método del arte previo para efectuar simulación de depósito que se ha llevado a la práctica por los simuladores de yacimiento del arte previo; La figura 10 ilustra los elementos de programación del simulador Eclipse de las figuras 5 y 6 que incluye el "método adjunto para calcular gradientes" como se describe en esta especificación; Las figura 11 ilustra en más detalle el "método adjunto para calcular gradientes" de la figura 10; La figura 12 incluye una descripción más detallada del "método adjunto para calcular gradientes" como se ilustra en las figuras 10 y 11; y Las figuras 13 a 23 ilustran una construcción detallada del "modelo de pozo multi-segmentado" que está asociado con el "método adjunto para calcular gradientes" mostrado en la figura 12.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Petróleo y gas es producido a partir de formaciones de roca terráneas. Estas rocas son porosas, como una esponja y son llenadas con fluido, usualmente agua. Esta característica porosa de las rocas es conocida como porosidad. Estas rocas además de ser porosas tienen la habilidad de permitir que los fluidos fluyen a través de los poros, una característica medida por una propiedad llamada permeabilidad. Cuando el petróleo (o gas) está atrapado en tales formaciones, puede ser posible extraerlo al perforar pozos que se derivan a la formación. En tanto que la presión en el pozo es más baja que aquella de la formación de roca, los fluidos contenidos en los poros fluirán al pozo. Estos fluidos pueden luego fluir naturalmente al pozo a la superficie o el flujo al pozo puede tener que ser auxiliado por bombas. Las cantidades relativas de petróleo, gas y agua que son producidos en la superficie dependerá de la fracción del espacio de poro de roca que es ocupado para cada tipo de fluido. El agua está siempre presente en los poros, pero no fluirá a no ser que su fracción de volumen exceda un valor de umbral que varía de un tipo de roca a otro.

Similarmente, el petróleo y gas fluirán solamente en tanto que sus fracciones de volumen excedan sus propios umbrales. Las características de la roca (en las que se incluyen porosidad y permeabilidad) en un yacimiento de petróleo varía extensamente de una locación a otra. Como resultado, las cantidades relativas de petróleo, gas y agua que pueden ser producidos también variarán de un yacimiento a otro. Estas variaciones hacen difícil predecir simplemente la cantidad de fluidos y gases que un yacimiento producirá y la cantidad de recursos que requerirá para producir un yacimiento particular. Sin embargo, las partes interesadas en producción de un yacimiento necesitan proyectar la producción del yacimiento con alguna exactitud con el fin de determinar la factibilidad de producir de aquel yacimiento. Por consiguiente, con el fin de pronosticar exactamente velocidades de producción de todos los pozos en un yacimiento, es necesario integrar un modelo matemático detallado de la geología y geometría del yacimiento . Una gran cantidad de investigación se ha enfocado en el desarrollo de herramientas de simulación de yacimientos. Estas herramientas incluyen modelos matemáticos y de computadora que describen y que son usados para predecir, el flujo multifásico de petróleo y gas dentro de una formación subterránea tridimensional (un "campo"). Las herramientas de yacimiento utilizan datos adquiridos empíricamente para describir un campo. Estos datos son combinados con, y manipulados mediante modelos matemáticos cuyo resultado describe características específicas del campo en un tiempo futuro y en términos de cantidades mesurables tales como las velocidades de producción o inyección de pozos individuales y grupos de pozos, la presión de cabeza del agujero del fondo o tubería y la distribución de presión y fases fluidas dentro del yacimiento. El modelo matemático de un yacimiento se hace comúnmente al dividir el volumen del yacimiento en un gran número de celdas interconectadas y al estimar la permeabilidad promedio, porosidad y otras propiedades de roca para cada celda. Este proceso hace uso de datos sísmicos, registros de pozo y núcleos de roca recuperados cuando los pozos son perforados. La producción del yacimiento puede luego ser modelada matemáticamente al resolver numéricamente un sistema de tres o más ecuaciones diferenciales parciales no lineales que describen en flujo del fluido en el yacimiento. El análisis por computadora para la producción de un yacimiento de petróleo es usualmente dividido en dos fases, correspondencia de historia y predicción. En la fase de correspondencia de historia, el comportamiento de producción pasado del yacimiento y sus pozos es modelado repetidamente, comenzando con la producción inicial y continuando hasta el tiempo presente. La primera corrida de computadora está basada en un modelo geológico como se describe anteriormente. Después de cada corrida, los resultados de computadora son comparados en detalle con datos recolectados en el campo de petróleo durante todo el período de producción. Los geólogos modifican el modelo geológico del yacimiento en base a las diferencias entre el desempeño de producción calculado y real y reoperación del modelo de computadora. Este proceso continúa hasta que el modelo de yacimiento matemático se comporta como el yacimiento de petróleo real. Una vez que una correspondencia de historia apropiada se ha obtenido, la producción del yacimiento de petróleo puede ser predecida al futuro (algunas veces por tanto como 50 años) . La recuperación de petróleo puede ser maximizada y los costos de producción minimizados al comparar muchos planes de operación alternativos, que requiere cada uno una nueva corrida del modelo de computadora. Después que un plan de desarrollo en campo es puesto en acción, el modelo del yacimiento se puede poner en operación periódicamente y ajustado adicionalmente para mejorar su habilidad para corresponder con datos de producción recién recolectados. Cuando se obtienen datos suficientes acerca del yacimiento, las características de un yacimiento pueden ser modeladas matemáticamente para predecir velocidades de producción a partir de pozos en aquel yacimiento. Las características gruesas del campo incluyen la porosidad y permeabilidad de las rocas del yacimiento, el espesor de las zonas geológicas, la ubicación y características de fallas geológicas, permeabilidad relativa y funciones de presión capilar y tales características de los fluidos del yacimiento como densidad, viscosidad y relaciones de equilibrio de fases. A partir de estos datos, un conjunto de ecuaciones diferenciales parciales continuas (PDE) son generadas que describen el comportamiento del campo como función del tiempo y parámetros de producción. Estos parámetros de producción incluyen las ubicaciones de los pozos, las características de las consumaciones de pozo y las restricciones de operación aplicadas a los pozos. Las restricciones de operación pueden incluir tales como la velocidad de producción de una fase de fluido particular, la presión del agujero del fondo, la presión de cabeza de la tubería sobre las velocidades de flujo combinadas de un grupo de pozos. Estas restricciones pueden ser aplicadas directamente por datos o promedio de otro simulador que modela el flujo de fluidos en el equipo de superficie usado para transportar los fluidos producidos de o inyectados a los pozos. Sin embargo, debido a que solo el sistema más simple de PDE puede ser resuelto utilizando técnicas clásicas o técnicas de forma cerrada (por ejemplo, un fluido homogéneo que tiene fronteras circulares), las PDE de un modelo son convertidas a un conjunto de aproximaciones no lineales que luego son resueltos numéricamente. Una técnica de aproximación es el método de diferencia finita. En el método de diferencia finita, las PDE del yacimiento son convertidas a una serie de cocientes de diferencias que dividen un yacimiento en una colección de celdas tridimensionales discretas, que luego son resueltas a tiempos discretos para determinar (o predecir) el valor de características del yacimiento tales como presión, permeabilidad, fracciones de fluido y a un tiempo más tarde. En el "simulador de yacimiento" computarizado, el desempeño del yacimiento es modelado en incrementos discretos de tiempo. Cada una de las llamadas etapas de tiempo hace avanzar la solución de un punto en el tiempo previo, en donde todas las variables son conocidas, a un punto futuro en el tiempo, en donde todas las variables son desconocidas. Este proceso es repetido hasta que todo el período de tiempo de interés ha sido modelado. En cada etapa de tiempo, es necesario resolver un sistema grande de ecuaciones no lineales que modelan el flujo de fluido de una celda a otra a y a través de los pozos. (Con la tecnología actual es posible incluir varios millones de celdas en el modelo de yacimiento) . Las soluciones al sistema de ecuaciones no lineales se obtienen mediante iteración de Newton. En cada una de tales iteraciones, el sistema de ecuaciones no lineales es aproximado por un sistema de ecuaciones lineales, que deben ser resueltas por todavía otro procedimiento iterativo. Una de tales "simuladores de yacimientos" es el simulador de yacimientos "Eclipse" perteneciente a y puesto en operación por Schlumberger Technology Corporation de Houston, Texas. Los elementos de programación del simulador "Eclipse" reciben datos de salida de los elementos de programación de rejilla de simulación "Flogrid" y en respuesta al mismo, los elementos de programación del simulador "Eclipse" generan un conjunto de resultados de simulación que son mostrados en un visor 3D. Los elementos de programación de rejilla de simulación de "Flogrid" son descritos en la patente estadounidense 6,106,561 expedida a Farmer, la revelación de la cual es incorporada por referencia en esta especificación. Comos se ilustra en la figura 10, los elementos de programación del simulador "Eclipse" incluyen un "modelo adjunto" (que incluye su sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociados) "para calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas tomando en cuenta el modelado de caída de presión flujo de fluido a lo largo de un barreno y utilizando los gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrización de los dispositivos en el fondo del pozo y el uso de estas sensibilidades en el control óptimo de los pozos para optimizar alguna función objetivo sujeta a restricciones de producción" (de aquí en adelante en la presente llamado "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos).

Esta especificación incluye: (1) una discos de antecedentes con referencia a las figuras 1-9 que proporciona información de fondo concerniente al desempeño de una operación sísmica y una operación de registro del pozo adaptada para generar datos sísmicos y de registro del pozo, los datos sísmicos y de registro del pozo son provistos como datos de entrada a una estación de trabajo que almacena elementos de programación de rejilla de simulación "Flogrid" y elementos de programación de simulador "Eclipse" y (2) una descripción de los elementos de programación de simulador "Eclipse" que incluyen además el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" (y sistema y dispositivos de almacenamiento de programa asociado) discutidos posteriormente en la presente con referencia a las figuras 10-23 que representan una implementación posible del "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos". Refiriéndose a la figura 1, se ilustra un método y aparato para efectuar una operación sísmica. Durante una operación sísmica, una fuente de energía acústica o vibraciones de sonido 10, tal como una fuente de energía explosiva 10, produce una pluralidad de vibraciones de sonido. En la figura 1, una de tales vibraciones de sonido 12 se refleja de una pluralidad de horizontes 14 en una formación terrestre 16. La(s) vibración (es ) de sonido 12 es (son) recibida (s) en una pluralidad de geófono-receptores 18 ubicados sobre la superficie de la tierra y los geófonos 18 producen señales de salida eléctricas, denominadas como "datos recibidos" 20 en la figura 1, en respuesta a la(s) vibración (es ) de sonido recibida (s) 12 representativa (s) de diferentes parámetros (tales como amplitud y/o frecuencia) de la(s) vibración (es) de sonido 12. Los "datos recibidos" 20 son proporcionados como "datos de entrada" a una computadora 22a de un camión de registro 22 y en respuesta a los "datos de entrada", la computadora 22a del camión de registro genera un "registro de salida de datos sísmicos" 24. Más tarde en el procesamiento del registro de salida de datos sísmicos 24, tales datos sísmicos sufren "reducción de datos" 30 en una computadora principal y se genera un "registro de salida de datos sísmicos reducidos" 24a a partir de aquella operación de reducción de datos 30. Refiriéndose a la figura 2, se ilustra, una operación de registro del pozo. Durante la operación de registro del pozo, una herramienta de registro del pozo 34 se hace descender a la formación terrestre 16 de la figura 1, que es penetrada por un barreno 36. En respuesta a la operación de registro del pozo, se generan datos de registro del pozo 38 de la herramienta de registro del pozo 34, los datos de registro del pozo 38 son provistos como "datos de entrada" a una computadora 40a de un camión de registro de pozo 40. En respuesta a los datos de registro de pozo 38, la computadora de camión de registro de pozo 40a produce un "registro de salida de registro del pozo" 42. Refiriéndose a la figura 3, el registro de salida de datos sísmicos 24 de la figura 1 es provisto como "datos de entrada" a una computadora principal 30 en donde se efectúa la operación de reducción de datos 30 de la figura 1. Un procesador de computadora principal 30a ejecutará elementos de programación de reducción de datos 30b almacenados en el almacenamiento 30b de la computadora principal. Cuando la ejecución de los elementos de programación de reducción de datos 30b está consumada, el registro de datos de salida sísmicos reducidos 24a de las figuras 1 y 3 es generado. Refiriéndose a las figuras 4 y 5, se ilustra en la figura 4 una estación de trabajo 44. Un medio de almacenamiento 46, tal como un CD-ROM, almacena elementos de programación y aquellos elementos de programación pueden ser cargados a la estación de trabajo 44 para almacenamiento en la memoria de la estación de trabajo. En la figura 5, la estación de trabajo 44 incluye una memoria 44a de estación de trabajo, los elementos de programación almacenados y el medio de almacenamiento (CD-ROM) 46 son cargados a la estación de trabajo 44 y almacenados en la memoria 44a de la estación de trabajo. Un procesador 44d de estación de trabajo ejecutará los elementos de programación almacenados en la memoria 44a de la estación de trabajo en respuesta a ciertos datos de entrada proporcionados al procesador de estación de trabajo 44d y luego el procesador 44d mostrará o registrará los resultados de aquel procesamiento en el "registrador o exhibidor o visor 3D" 44e de la estación de trabajo. Los datos de entrada, que son proporcionados a la estación de trabajo 44 en la figura 5, incluyen el registro de salida de registro de pozo 42 y el registro de salida de datos sísmicos reducidos 24a. El "registro de salida de registro del pozo" 42 representa los datos de registro de pozo generados durante la operación de registro del pozo en una formación terrestre en la figura 2 y el "registro de salida de datos sísmicos residuos" 24a representa datos sísmicos reducidos en datos generados por la computadora principal 30 en la figura 3 en respuesta a la operación sísmica ilustrada en la figura 1. En la figura 5, los elementos de programación almacenados en el medio de almacenamiento (CD-ROM) 46 en la figura 5 incluyen elementos de programación de "Flogrid" 46a y elementos de programación de simulador "Eclipse" 46b. Cuando el medio de almacenamiento (CD-Rom) 46 es insertado a la estación de trabajo 44 de la figura 5, los elementos de programación "Flogrid" 46a y los elementos de programación de simulador "Eclipse" 46b almacenados en el CD-Rom 46, son ambos cargados a la estación de trabajo 44 y almacenados en la memoria 44a de la estación trabajo. Los elementos de programación de "Flogrid" 46a y los elementos de programación de simulador "Eclipse" 46b son pertenecientes a, y puestos en operación por Schlumberger Technology Corporation de Houston, Texas. Los elementos de programación "Flogrid" 46a son revelados en la patente estadounidense 6,106,561 expedida a Farmer, intitulada "Simulation Gridding Method and Apparatus including a Structured Areal Gridder Adapted for use by a Reseivor Simulator", la revelación de la cual es incorporada por referencia en esta especificación. Cuando el procesador 44d de la estación de trabajo ejecuta los elementos de programación de Flogrid 46a y los elementos de programación de simulador Elipse 46b, los elementos de programación del simulador "Eclipse" 46b responden a un conjunto de información de propiedad de celda de rejilla exacta asociada con un conjunto respectivo de bloques de rejilla de una rejilla de simulación estructurada generada por los elementos de programación "Flogrid" 46a al generar adicionalmente un conjunto de resultados de simulación más exactos que están asociados, respectivamente, con el conjunto de bloques de rejilla de la rejilla de simulación. Aquellos resultados de simulación son mostrados en el visor 3D 44e de la figura 5 y pueden ser registrados en un registrador 44e. Refiriéndose a las figuras 6 y 7, inicialmente a la figura 6, los elementos de programación de Flogrid 46a y los elementos de programación de simulador Elipse 46b son ilustrados estar almacenados en la memoria 44a de la estación de trabajo de la figura 5. Además, los "resultados de simulación" 48, que son emitidos de los elementos de programación del simulador Eclipse 44b son ilustrados siendo recibidos por y mostrados en el visor 3D 44e. Los elementos de programación de Flogrid 46a incluyen un almacenamiento de datos del yacimiento, una estructura del yacimiento, un reticulador estructurado, un reticulador sin estructurar, y un escalador ascendente, todos los cuales son revelado plenamente en la patente estadounidense a la que se hace referencia anteriormente 6,106,561 expedida a Farmer, la revelación de la cual ya se ha incorporado por referencia a esta especificación. En la figura 6, un conjunto de "rejillas de simulación y propiedades asociadas son las rejillas" 47, generado por el escalador ascendente y el reticulador sin estructurar "Petragrid" son recibidos por los elementos de programación del simulador Eclipse 46b. En respuesta, los elementos de programas del simulador Eclipse 46b generan un "conjunto de resultados de simulación asociados, respectivamente, con un conjunto de bloques de rejilla de las rejillas de simulación 46 y los resultados de simulación y los bloques de rejilla asociados 48 son mostrados en el visor 3D 44e. El reticulador sin estructurar "Petragrid" es revelado en las patentes estadounidenses 6,018,497 y 6,078,869, las revelaciones de las cuales son incorporadas por referencia en esta especificación. En la figura 7, los elementos de programación Flogrid 46a generan un conjunto de datos de salida 47 que comprenden una pluralidad de celdas de rejilla y ciertas propiedades asociadas con aquellas celdas de rejilla. Aquellos datos de salida 47 son proporcionados como datos de entrada a los elementos de programación del simulador Eclipse 46b. Algunos otros programas 49 proporcionan otros datos de entrada a los elementos de programación del simulador Eclipse 46b. En respuesta a los datos de salida 47 (que consisten de una formación terrestre reticulada que incluye una pluralidad de celdas de rejilla y ciertas propiedades asociadas con cada una de las células de rejilla), también como los otros datos de salida de los otros programas 49, los elementos de programación de simulador Eclipse 46b generan un conjunto de "resultados de simulación" 48, los resultados de simulación 48 incluyen la pluralidad de celdas de rejilla y una pluralidad de resultados de simulación asociados, respectivamente, con la pluralidad de celdas de rejilla. La pluralidad mencionada anteriormente de celdas de rejilla y la pluralidad de resultados de simulación asociados, respectivamente, con la pluralidad de celdas de rejilla son mostrado sen el visor 3D 44e de las figuras 6 y 7. Refiriéndose a la figura 8, un ejemplo de los resultados de simulación 48 (esto es, la "pluralidad de celdas de rejilla y la pluralidad de resultados de simulación asociados, respectivamente, con la pluralidad de celdas de rejilla" 48) que son mostrados en el visor 3D 44e de las figuras 5 y 6 y 7, es ilustrado en la figura 8. Los siguientes párrafos presentaran los elementos de programación del simulador Eclipse 46b de las figuras 5, 6 y 7, en donde los elementos de programación del simulador Eclipse 46b incluyen además una descripción detallada de un "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" (y sistema y dispositivos de almacenamiento de programas asociados) como se muestra en la figura 10. En particular, los siguientes párrafos presentarán una descripción detallada de un "método adjunto" (que incluye su sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociados) "para calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas tomando en cuenta el modelado de caída de presión de flujo de fluido a lo largo de un barreno y utilizando los gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrización de dispositivo del fondo del pozo y el uso de estas sensibilidades en el control óptimo de los pozos para optimizar alguna función objetivo sujeta a restricciones de producción" como se muestra en la figura 11. Refiriéndose a la figura 9, un bosquejo general de la operación de un simulador de yacimiento del arte previo es discutido a continuación con referencia a la figura 9. En la figura 9, los datos de yacimiento 42 y 24a de la figura 5 y datos del núcleo de roca son usados para describir una rejilla computacional y las propiedades de las rocas del yacimiento. Estos datos son combinados con datos concernientes con las propiedades físicas de los fluidos contenidos en el yacimiento, los datos combinados son usados para calcular las distribuciones iniciales de presión y saturaciones de fluido (fracciones en volumen) también como la composición de cada fase de fluido, bloque 50 en la figura 9. Datos variables en el tiempo, tales como las ubicaciones y características de pozos, producción y controles de velocidad de flujo de inyección e información de control de simulador son leídos de una base de datos, bloque 52. Utilizando la presión actual, saturación y composiciones de fluido para cada celda de rejilla, las ecuaciones diferenciales parciales que describen balances de masas son aproximadas por diferencias finitas en el bloque 54 que da como resultado dos o más ecuaciones algebraicas no lineales para cada celda de rejilla. También, en el bloque 54, estas ecuaciones no lineales son linealizadas por medio del método de Newton. En el bloque 56, el sistema resultante de ecuaciones lineales es resuelto iterativamente, utilizando métodos descritos en esta especificación. Después que las ecuaciones lineales han sido resueltas, hay una prueba en el bloque 58 para determinar si todos los términos no lineales en las ecuaciones diferenciales finitas han convergido. Si no, el simulador regresa al bloque 54. Si los términos no lineales en las ecuaciones diferenciales finitas han convergido, el simulador se mueve al bloque 60 y actualiza valores para completar la etapa de tiempo actual. En el bloque 62, el simulador prueba para determinar si el tiempo final deseado (esto es, el tiempo de parada) en la simulación se ha alcanzado. Si no, el simulador avanza el tiempo al siguiente nivel, bloque 64 y luego regresa al bloque 52 para leer nuevos datos variables en el tiempo y para comenzar la siguiente etapa del tiempo. Si se ha alcanzado el punto final de la simulación, entonces el simulador completa operaciones de salida y la corrida está finalizada, bloque 66. Refiérase ahora a las figuras 10 y 11. Los siguientes párrafos presentarán los elementos de programación del simulador Eclipse 46b de las figuras 5, 6 y 7, en donde los elementos de programación del simulador Eclipse 46b incluyen además una descripción detallada de un "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" (y sistema y dispositivo de almacenamiento de programa asociados) como se muestra en la figura 10. En particular, los siguientes párrafos presentarán una descripción detallada de un "método adjunto" (que incluye su sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociados) "para calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas tomando en cuenta el modelado de caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno y utilizando los gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrización de dispositivos en el flujo de pozo y el uso de estas sensibilidades en el control óptimo de los pozos para optimizar alguna función objetivo sujeta restricciones de producción" como se muestra en la figura 11.

Sin embargo, en la figura 11, el "método adjunto" (incluyendo su sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociado) "para calcular y usar gradientes adjuntos" etapa 70 en la figura 10 incluye dos etapas básicas (etapas 70a y 70b) que son discutidas posteriormente en la presente con referencia a la figura 11, como sigue: (Etapa 1) "Calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas tomando en cuenta el modelado de caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno", etapa 70a en la figura 11; y (Etapa 2) "Utilizar los gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrización de dispositivos de fondo del pozo y el uso de estas sensibilidades en el control óptimo de los pozos para optimizar alguna función objetivo sujeta a restricciones de producción", etapa 70b en la figura 11. Cada una de las dos etapas a las que se hace referencia 70a y 70b ilustradas en la figura 11 asociadas con el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" etapa 70 en la figura 10 serán discutidos en detalle posteriormente en la presente con referencia a las figuras 12 a 23 de las figuras. En las figuras 10 y 11, el "método adjunto" (y sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociado) "para calcular y usar gradientes adjuntos" ilustrado en las figuras 10 y 11 optimiza efectiva y eficientemente los ajustes de válvulas de control en un yacimiento y como resultado, optimiza la producción de petróleo, gas y otros hidrocarburos del yacimiento. El "método adjunto" (y sistema y dispositivo de almacenamiento de programa asociado) "para calcular y usar gradientes adjuntos" mostrado en las figuras 10 y 11 representa un "método de optimización restringido determinístico proactivo". Se requieren "gradientes" para este método de optimización restringido determinístico proactivo". El término "gradientes": significa "la sensibilidad o respuesta del yacimiento a un cambio en un parámetro de control" y representa "información cuantitativa en cómo un objetivo responderá a cualesquier cambios efectuados en los objetivos de operación del pozo y ajustes de válvulas". Dado que el control del comportamiento de un gran número de pozos en un yacimiento a una frecuencia razonablemente alta puede ser deseable, los "gradientes" son requeridos para un gran número de parámetros de control (del orden de 105 a 107) . De aquí, el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" mostrado en la figura 10 debe generar y proporcionar estos "gradientes" eficiente y exactamente. Por esta razón, el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" mencionado anteriormente en la figura 10 representa una función que se lleva a la práctica en un simulador de yacimientos, tal como el simulador de yacimientos "Eclipse" perteneciente a y puesto en operación por Schlumberger Technology Corporation. Otro "método adjunto" ha sido aplicado previamente a la optimización dentro de la simulación de yacimiento por "varios autores". Sin embargo, los estudios producidos por los "varios autores" mencionados anteriormente incluyen pozos inteligentes como una serie de inyectores o productores independientes y como tal, no toma en cuenta el modelado exacto de la calida de presión a lo largo del barreno. Además, los "varios autores" han publicado el "uso del método adjunto para calcular gradientes en simulación de yacimiento", tales como: (1) Fifth European Conference on Mathematics of Oil Recovery (Zakirov, Zakirov, Aanonsen, Palatnik) , (2) SPE 78278 (Brouwer, Jansen) y (3) SPE 92864 (Sarma, Aziz, Durlofsky) . Además, el uso de un modelo de pozo multi-segmentado en simulación de yacimientos para modelar exactamente el flujo en un barreno es revelado en la solicitud de patente estadounidense pendiente previa No. de serie 10/900,176 de David A. Edwards et al., intitulado "Near Wellbore Modeling method and apparatus" publicado como solicitud de patente estadounidense No. 20050015231 publicada el 20 de enero de 2005. Sin embargo, el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" revelado en las figuras 10 y 11 de esta especificación puede incluir el uso de un modelo de pozo multi-segmentado plenamente acoplado que calcula exactamente la caída de presión y velocidades de flujo de componentes a lo largo de la longitud de un pozo multi-lateral . Además, el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" de las figuras 10 y 11 trata el problema de "cómo controlar dispositivos del fondo de pozo" para obtener un objetivo, en donde el objetivo incluye maximizar la recuperación de hidrocarburo o el valor presente neto del yacimiento. El problema mencionado anteriormente (de "cómo controlar dispositivos de fondo del pozo") involucra el control de frente de fluido en un yacimiento con el fin de prolongar la producción de hidrocarburo del campo del yacimiento como un todo en tanto que se minimiza la producción de fluidos indeseables. Además, los parámetros de control asociados con el problema mencionado anteriormente (de "cómo controlar dispositivos de fondo del pozo") incluyen: (1) velocidades y presiones de producción e inyección del pozo, y (2) los ajustes de los dispositivos de control de afluencia en el fondo del pozo . El modelado exacto de la física y flujo de fluidos dentro de pozos inteligentes es de primordial importancia cuando se desarrollan estrategias de control para este tipo de pozo. El control del dispositivo del fondo del pozo es modelado al utilizar un simulador de yacimiento adaptado para modelar exactamente la física de flujo de fluidos en pozos inteligentes, tal como el simulador de yacimientos "Eclipse" al que se hace referencia previamente perteneciente a y puesto en operación por Schlumberger Technology Corporation. Como resultado, se revela un "método de optimización de campo a base de gradientes" en esta especificación, el "método de optimización de campo a base de gradientes" es conocido como "el método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" ilustrado en las figuras 10 y 11. Los "gradientes" mencionados anteriormente son calculados utilizando el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" de las figuras 10 y 11. El "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" de las figuras 10 y 11 es usado debido a que proporciona un "método para calcular gradientes de la función objetivo" muy eficiente para un gran número de parámetros. Esto es de mayor importancia en la simulación de yacimientos en donde puede haber un gran número de pozos incontrolables en el yacimiento y un gran número de válvulas en los pozos que pueden ser cambiadas a intervalos regulares en la vida del yacimiento. El "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" de las figuras 10 y 11 calcula exactamente los "gradientes de una función objetivo" con respecto a cambios en ajustes de válvulas, tomando en cuenta el modelado exacto de caída de presión y flujo de fluido a lo largo del barreno. Estos gradientes son luego usados para calcular las sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrización del dispositivo del fondo del pozo. Estas sensibilidades son luego usadas en un "control óptimo de los pozos en el yacimiento" con el fin de optimizar alguna función objetivo sujeta a restricciones de producción. El "control óptimo de los pozos del yacimiento" incluye la generación de "nuevos ajustes de control optimizados" para pozos y/o la generación de "nuevos ajustes de control optimizados" para un conjunto de válvulas del fondo del pozo que están dispuestas dentro de aquellos pozos. Consecuentemente, el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" revelado en esta específica y mostrado en las figuras 10 y 11: (1) es concerniente con la primera aplicación de gradientes adjuntos para controlar y optimizar ajustes en un modelo de pozo multi-segmentado y en particular, (2) representa el uso de gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en la parametrización de dispositivos en el fondo del pozo y el uso de estas sensibilidades en el control óptimo de los pozos para optimizar alguna función objetivo, sujeta a restricciones de producción en donde un ejemplo de una función objetivo sería "producción de petróleo acumulativa" (véase etapa 70b en la figura 11) . Refiriéndose a la figura 12, se ilustra una construcción del "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" 70 de las figuras 10 y 11, la construcción mostrada en la figura 12 representa un diagrama de flujo de optimización que funciona para llevar a la práctica el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" 70 de las figuras 10 y 11. En la figura 12, se proporciona un nuevo conjunto de "entradas de optimización de producción" 72, que incluye una función objetivo 72a, un conjunto de parámetros de control 72b y restricciones de producción 72c, como "datos de entrada" a un "simulador de yacimiento" 74, tal como el simulador de yacimientos "Eclipse" mencionado anteriormente ofrecido por Schlumberger Information Solutions, una división de Schlumberger Technology Corporation de Houston, Texas. El conjunto de "entradas de optimización de producción" 72 (que son proporcionados como "datos de entrada" al simulador de yacimientos 74) son usados para definir un problema de optimización que será resuelto por el "simulador de yacimiento" 74. Además, un "Programa de control de pozo" 76 (que es dependiente del tiempo) y un "modelo de yacimiento" 78 (que proporciona la geología del yacimiento) son también proporcionados como "datos de entrada" al "simulador de yacimientos" 74. El "simulador de yacimientos" 74 incluye un "modelo de pozo multi-segmentado" 88, la construcción y función del cual serán descritos más tarde en esta especificación. Como se indica anteriormente, el conjunto de "entradas de optimización de producción" 72, que incluyen la función objetivo 72a, el conjunto de parámetros de control 72b y las restricciones de producción 72c, son proporcionados como "datos de entrada" al "simulador de yacimientos" 74. En la figura 12, la "función objetivo" 72a representa una combinación lineal de velocidades de flujo descontadas, una medida del valor de yacimiento y los "parámetros de control" 72b representan o incluyen ajustes de control de pozo que pueden ser cambiados durante la simulación, tales como ajustes de válvulas en un pozo instrumentado, ajustes de velocidad para usos convencionales e instrumentados y ajustes de presión en el fondo del pozo para pozos convencionales e instrumentados. Como se indica anteriormente, el "simulador de yacimientos" 74 incluye un "modelo de pozo multi-segmentado" 88. El "modelo de pozo multi-segmentado" 88 es un modelo de un pozo físico que modela exactamente la caída de presión y flujo de fluido a lo largo del barreno; esto se obtiene mediante discretización de la trayectoria de pozo en segmentos dentro de los cuales las ecuaciones de flujo son resueltas consistentemente. Cuando el "simulador del yacimiento" 74 recibe, como "datos de entrada", el modelo del yacimiento 78, el programa de control de pozos 76 y las entradas de optimización de producción 72 incluyen la función objetivo 72a y los parámetros de control 72b y las restricciones de producción 72c, el simulador del yacimiento 74 efectuará un cálculo de gradiente adjunto 80. Como se indica en la figura 12, el "gradiente adjunto" asociado con el "cálculo de gradiente adjunto" 80 es una derivada de la "función objetivo" 72a al que se hace referencia anteriormente con respecto a cambios en los parámetros de control 72b que son evaluados utilizando el método adjunto. Una solución a un sistema adjunto grande de ecuaciones lineales es requerido a intervalos de tiempo regulares para calcular los gradientes adjuntos de la función objetivo 72a con respecto a los parámetros de control 72b. Cuando el cálculo de gradiente adjunto 80 está completo, las siguientes dos etapas adicionales serán efectuadas en secuencia: (1) Cálculo de dirección de búsqueda 82; esto es, un cambio sugerido a los parámetros de control 72b que no violará cualesquier restricciones de producción o valores límite de los parámetros de control, seguido por (2) un optimizador 84 que ejecuta elementos de programación de optimización que maximizan la función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea. Recordando que los "datos de entrada" proporcionados al "simulador de yacimientos" 74 incluían un "programa de control de pozo" 76, cuando la función efectuada por el optimizador 84 está completa, el optimizador 84 generará un "programa de control de pozo actualizado (que es dependiente del tiempo)" 86, en donde, cuando un máximo local ha sido localizado a lo largo de la dirección de búsqueda a base de gradiente o cuando se encuentra una restricción de producción, el optimizador 84 generará el "programa de control de pozo actualizado" 86 que consiste de nuevos parámetros de control actualizados. El "programa de control de pozo actualizado" 86 consiste de los nuevos parámetros de control actualizados y es luego presentado al "modelo de pozo multi-segmentado" 88 asociado con el simulador de yacimientos 74 y en respuesta al mismo, el simulador 74 se vuelve a poner en operación utilizando esto nuevos parámetros de control actualizados. En particular, recordando que el "simulador de yacimientos" 74 incluye un "modelo de pozo multi-segmentado" 88 el "modelo de pozo multi-segmentado" 88 recibirá el "programa de control de pozo actualizado" 86 del optimizador 84 y en respuesta al mismo, el "modelo de pozo multi-segmentado" 88 generará luego dos "salidas o resultados": (1) Perfiles de producción del yacimiento 90, y (2) Perfiles de producción del yacimiento optimizados 92. Como resultado, la figura 12 que ilustra una construcción del "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" 70 de las figuras 10 y 11 lleva a la práctica un método para optimizar la producción de un yacimiento que tiene uno o más pozos que tienen válvulas, el método incluye: (a) poner en operación un simulador de yacimientos en una simulación delantera para simular la vida del yacimiento; (b) procesar resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; (c) combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo y las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimientos; (d) resolver un sistema adjunto de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular un conjunto de gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; (e) determinar de los gradientes adjuntos la dirección de búsqueda; (f) utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza una función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; (g) localizar un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar parámetros de control; (h) utilizar los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimientos y (i) repetir las etapas (a) -(i) hasta que un valor óptimo de la función objetivo sea alcanzado. Refiriéndose a las figuras 13 a 23, se ilustra una descripción detallada de la construcción y la función del "modelo de pozo multi-segmentado" 88 de la figura 12. En la figura 13, un barreno 118 es dividido en una pluralidad de segmentos y un conjunto de "variables de solución" es determinado para cada uno de los segmentos (un método y sistema y dispositivo de almacenamiento de programas asociados para determinar las "variables de solución" serán discutidos posteriormente en esta especificación) . Por ejemplo, en la figura 13, se ilustra un barreno multi-segmentado 118 que consiste de una pluralidad de segmentos, tales como los segmentos 130, 132, 134 y 136. Como se ilustra en la figura 13, un conjunto de "variables de solución" definen cada segmento. En las figuras 14 a 23, el proceso o método para determinar el conjunto de "variables de solución" para cada segmento 130, 132, 134, 136 del barreno de multi-segmentado 118 de la figura 13 es discutido en detalle en los siguientes párrafos con referencia a las figuras 14 a 23. Refiriéndose a la figura 14, un barreno multi-lateral es ilustrado. En la figura 14, el barreno multi-lateral incluye un tallo principal y cuatro ramas laterales; sin embargo, las cuatro ramas las incluyen una rama lateral superior, una rama lateral media y dos ramas laterales del fondo. Los segmentos 1, 2, 4, 5, 7 y 9 caen sobre el tallo principal. La rama lateral superior del barreno multi-lateral de la figura 14 incluye una pluralidad de segmentos, uno de aquellos segmentos es el segmento 3. La rama lateral media del barreno multi-lateral de la figura 14 también incluye una pluralidad de segmentos, uno de aquellos segmentos es el segmento 6. Cada una de las dos ramas laterales del fondo del barreno multi-lateral de la figura 14 incluyen una pluralidad de segmentos. Esto es, la rama lateral del fondo más a la izquierda del barreno multilateral de la figura 14 incluye una pluralidad de segmentos, uno de aquellos segmentos es el segmento 10 y la rama lateral del fondo más a la derecha del barreno multi-lateral de la figura 14 incluye una pluralidad de segmentos, uno de aquellos segmentos es el segmento 8. En la figura 14, cada segmento puede ser dividido adicionalmente a una pluralidad de sub-segmentos. Por ejemplo, el segmento 1 puede ser dividido por ejemplo hasta varios otros sub-segmentos, tales como sub-segmentos la, lb y lc. En la figura 14, cada "segmento" puede ser caracterizado y representado por un conjunto de "variables de solución". Esto es, cada segmento puede ser caracterizado o representado por el siguiente conjunto de "variables de solución": "Q", la velocidad de flujo del fluido en cada uno de los segmentos, "Fw" la fracción de agua en aquel segmento, " Fg 'J la fracción de gas en aquel segmento y "P", la presión absoluta en aquel segmento. Una notación de mano derecha para cada conjunto de "variables de solución" para un segmento particular es seleccionado para ser " (Q, Fw, Fg, P)i", en donde "i" identifica el segmento particular. Por consiguiente, en la figura 14, el segmento 1 del barreno multi-lateral puede ser caracterizado o representado por las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i=l", el segmento 2 del barreno multi-lateral puede ser caracterizado o representado por las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i=2", ..., y el segmento 10 del barreno multilateral puede ser caracterizado o representado por las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i=10", etc. Véase figura 14 para una lista completa de cada conjunto de variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i" que caracterizan y representan cada uno de los segmentos 1 a 10 del barreno multi-lateral de la figura 14. Un solo barreno tiene una sola tubería o rama y aquella rama individual podría también ser dividida hasta una pluralidad de segmentos, en donde cada segmento es caracterizado o representado por un conjunto de variables de solución (Q, Fw, Fg, P)i. Refiriéndose a las figuras 15 a 23, se ilustra una construcción más detallada de los elementos de programación de simulación "Eclipse" 46b de las figuras 6 y 10, en donde los elementos de programación del simulador "Eclipse" 46b incluyen el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" 70 de la figura 10 y en donde el "método adjunto..." 70 de la figura 1 incluye además los elementos de programación de "modelo de pozo multi-segmentados" 88 de la figura 12. En la figura 15, los elementos de programación de simulador Eclipse 46b de la figura 12 incluyen elementos de programación de modelo de pozo multi-segmentado 88. En la figura 16, los elementos de programación de simulador Eclipse 46b incluyen elementos de programación de modelo de control de grupo/campo 87 y los elementos de programación de modelado de pozo multi-segmentado 88 que es sensible a los elementos de programación de modelo de control de grupo/campo 87. Sin embargo, en la figura 16, los elementos de programación de modelo de pozo multi-segmentado 88 incluyen además elementos de programación de modelo de un solo pozo 88a y elementos de programación de modelo de yacimiento 88b que determinan conjuntamente las variables de solución (Q, Fw, Fg, P) para cada segmento de un pozo. En la figura 16, los elementos de programación de modelo de control de grupo/campo 87 envían objetivos/límites al modelo de un solo pozo 88a. Estos objetivos podrían ser un objetivo de flujo, tal como un objetivo de producción de velocidad de petróleo o un objetivo de presión si el modelo de control de grupo/campo incluye un modelo de red de superficie (cada pozo tiene su propio objetivo al cual el pozo debe producir) . El modelo de control de grupo/campo 87 debe tratar con todos los aspectos colectivos de producción e inyección; esto es, producción de un campo a un cierto objetivo, permitiendo pérdidas de presión para tuberías en la superficie, etc . En respuesta a los objetivos/límites del modelo de control de grupo/campo 87, el modelo de un solo pozo 88a envía velocidades de flujo del pozo al modelo de control de grupo/campo 87. Además, el modelo de un solo pozo 84a envía velocidades de flujo de conexión de bloque de rejilla y derivadas al modelo de yacimiento 88b. El modelo de un solo pozo 88a modela cada pozo individual dentro del yacimiento; esto es, el modelo de un solo pozo opera en una pluralidad de pozos, uno a la vez. El modelo de yacimiento 88b proporciona información acerca de condiciones del fluido en los bloques de rejilla hasta el modelo de un solo pozo 88a; además, el modelo de yacimiento 88b proporciona los incrementos a las variables de solución de segmento, necesarias por el modelo de un solo pozo 88a, al final de cada iteración, a ser discutida posteriormente en la presente. En la figura 16, el modelo de un solo pozo 88a interactúa con el modelo de yacimiento 88b debido a que los bloques de rejilla de yacimiento actúan como condiciones frontera al modelo de un solo pozo del modelo del pozo. Desde el punto de vista del modelo del yacimiento, el modelo de un solo pozo 88a actúa como una fuente de un conjunto de términos de "fuente/disipador" usados por el modelo de yacimiento. El modelo de un solo pozo 88a interactúa por consiguiente con el modelo de yacimiento 88b y extrae fluido del mismo o inyecta fluido al mismo y el modelo de control de grupo/campo 87 interactúa con el modelo de un solo pozo 88a en que decide como asignar objetivos de campo y da a cada pozo individual un objetivo de operación. En las figuras 17 y 18, refiriéndose inicial a la figura 17, los elementos de programación de modelo de un solo pozo 88a funcionan para modelar un barreno multi-lateral y un barreno de un solo pozo, bloque 140 de la figura 17. En la figura 18, sin embargo, la etapa de modelar barrenos multilaterales y barrenos de una sola perforación (bloque 140 de la figura 17) comprende las siguientes etapas adicionales: (1) sub-dividir cada tubería o rama del barreno en una pluralidad de segmentos, bloque 140a, (2) determinar un conjunto de variables de solución (Q, Fw, Fg, P) para cada segmento de cada tubería del barreno, bloque 140b y (3) mostrar y/o registrar la pluralidad de segmentos de cada tubería y pluralidad de variables de solución (Q, Fw, Fg, P) que corresponden, respectivamente, a la pluralidad de segmentos, bloque 140c. La etapa de sub-dividir cada tubería o rama del barreno en una pluralidad de segmentos (bloque 140a) fue discutida brevemente con referencia a la figura 14. Sin embargo, la etapa de determinar un conjunto de variables de solución (Q, Fw, Fg, P) para cada segmento de cada tubería del barreno (bloque 140b) se lleva a la práctica tanto mediante el modelo de un solo pozo 88a como el modelo de yacimiento 88b y será discutido en detalle posteriormente en la presente con referencia a las figuras 19 a 23. En las figuras 19 a 23, una discusión más detallada del bloque 140b de la figura 18, que determina un conjunto de variables de solución (Q, Fw, Fg, P) para cada segmento de cada tubería de un barreno multi-lateral o un barreno de una sola perforación, es resumida en los siguientes párrafos con referencia a las figuras 19 a 23 de las figuras. En las figuras 19, 20, 21, 22 y 23, refiriéndose inicialmente a la figura 19, con el fin de determinar un conjunto de variables de solución (Q, Fw, Fg, P) para cada segmento de cada tubería del barreno (bloque 140b de la figura 18), las siguientes etapas son efectuadas por los elementos de programación de modelo de un solo pozo 88a de la figura 16: (1) condición inicial-adivinar variables de solución " (Q, Fw, Fg, P) i" para cada segmento en el barreno multi-lateral o barreno de una sola perforación, bloque 142 en la figura 19; (2) trabajar el fluido en su lugar en cada segmento que es función de sus variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i", bloque 144 en la figura 19; (3) trabajar el flujo en cada segmento y el yacimiento que es función de las variables de solución del segmento " (Q, Fw, Fg, P) i" y las variables de solución en los bloques de rejilla de yacimiento que comunican con el segmento, bloque 146 en la figura 19, (4) trabajar el flujo entre cada segmento y sus segmentos vecinos que es función de sus variables de solución " (Q, Fw, Fg, P) i" y las variables de solución en los segmentos vecinos, bloque 48 en la figura 19. En la figura 20, (5) calcular la caída de presión a lo largo de cada segmento que es función de sus variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i", bloque 150 en la figura 20; (6) puesto que los bloques 144, 146 y 148 en la figura 19 representan tres expresiones en una ecuación de balance de material para cada segmento y puesto que el bloque 150 en la figura 20 representa una ecuación de presión para cada segmento, determinar los residuos de la ecuación de balance de material y los residuos de ecuación de presión para todos los segmentos en el pozo, los residuos son función de las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P) i" para los segmentos y sus segmentos vecinos y las variables de solución en cualesquier bloques de rejilla de yacimiento que se comunican con los segmentos, bloques 152 de la figura 20; (7) calcular las derivadas de los residuos, bloque 154 de la figura 20; (8) hacer la pregunta "¿son los "residuos" menores que un valor de tolerancia especificado por el usuario?", bloque 156 de la figura 20 - si no, avanzar a la etapa "9" a continuación - si sí, avanzar a la etapa "11" a continuación; (9) puesto que "no" fue la respuesta a la pregunta del bloque 156 de la figura 20, usar las derivadas del bloque 154 para calcular cambios (delta Q, delta Fw, delta Fg, delta P) a las variables de solución (Q, Fw, Fg, P) para todos los segmentos para reducir sus residuos a un valor más pequeño en la siguiente iteración, bloque 158 de la figura 20; (10) en la figura 21, aplicar los cambios (delta Q, delta Fw, delta Fg, delta P) a las variables de solución (Q, Fw, Fg, P) de todos los segmentos para producir un nuevo conjunto de variables de solución "(Q, Fw, Fg, P)i (new)" y regresar a la etapa "2" que es el bloque 154 de la figura 19, bloque 160 de la figura 21; (11) puesto que "si" fue la respuesta al bloque 156 de la figura 20, en la figura 22, las "cuatro ecuaciones" que comprenden las tres expresiones de la ecuación de balance de material (bloques 144, 146, 148 de la figura 19) y la ecuación de presión (bloque 150 de la figura 20) están balanceadas -cada segmento "i" puede ser caracterizado por las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i"; bloque 162 de la figura 22; (12) registrar y/o mostrar las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P)i" para cada segmento "i", bloque 164 de la figura 22. En la figura 23, mostrar o registrar en el "registrador o pantalla o visor 3D" 44e de la figura 5 todos los segmentos de cada una de las tuberías del barreno multi-lateral o barreno de una sola perforación y las variables de solución " (Q, Fw, Fg, P) " para cada segmento, bloque 140c de la figura 18 y bloque 170 de la figura 23. Una descripción funcional de la operación del "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" 70 de las figuras 10 y 11 será resumida en los siguientes párrafos con referencia a las figuras 1 a 23 de las figuras. El "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" etapa 70 de las figuras 10 y 11 involucra primero poner en operación el simulador de yacimiento 74 de la figura 12 con el fin de simular la vida del yacimiento. Los resultados de esta "simulación delantera" del simulador 74 son generados y procesados generando mediante esto "derivadas parciales intermedias del pozo y ecuaciones de flujo del yacimiento". Estas "derivadas parciales intermedias" del pozo y ecuaciones de flujo del yacimiento" son combinadas al interior del simulador de yacimiento 74 de la figura 12. En la etapa de "cálculo de gradiente adjunto" 80 de la figura 12, se requiere luego una solución del sistema adjunto grande de ecuaciones lineales, a intervalos de tiempo regulares, con el fin de calcular un "conjunto de gradiente adjuntos de la función objetivo 72a con respecto a los parámetros de control 72b". Así, la etapa 80 de la figura 12 (esto es, la etapa de "cálculo de gradiente adjunto" 80) corresponde a la etapa 70a de la figura 11 (esto es, "cálculo de gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajuste de válvulas tomando en cuenta el modelado de caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno", etapa 70a). Como resultado, cuando las "derivadas parciales intermedias del pozo y ecuaciones de flujo del yacimiento" mencionados anteriormente son combinadas al interior del simulador de yacimientos 74 de la figura 12, la etapa de "cálculo de gradiente adjunto" 80 de la figura 12 generará luego un "conjunto de gradientes adjuntos de la función objetivo 72a con respecto a los parámetros de control 72b". En la etapa de "cálculo de dirección de búsqueda" 82 de la figura 12, el "conjunto de gradientes adjuntos de la función objetivo 72a con respecto a los parámetros de control 72b" que fueron generados en la etapa 80 de la figura 12) son luego usados en la etapa de "cálculo de dirección de búsqueda" 82 para determinar una "dirección de búsqueda", esto es, un cambio sugerido a los parámetros de control que no violará ninguna restricción de producción o valores limitantes de los parámetros. Así, la etapa 82 de la figura 12 (esto es, "cálculo de dirección de búsqueda", etapa 82) corresponde a la etapa 70b en la figura 11 (esto es, "uso de los gradientes adjuntos para calcular sensibilidades de un yacimiento a cambios en parametrización de dispositivos del fondo del pozo y utilizar estas sensibilidades en el control óptimo de los pozos para optimizar alguna función objetivo sujeta a restricciones de producción", etapa 70b) . Esta "dirección de búsqueda" es dada al optimizador 84 de la figura 12. el optimizador 84 incluye un algoritmo de optimización que (cuando es ejecutado) maximiza la función objetivo 72a utilizando métodos de búsqueda de línea (reacuérdese de la etapa 70b de la figura 11 que las sensibilidades calculadas son usadas en el control óptimo de las cavidades para optimizar alguna función objetivo). Cuando un máximo local (de la función objetivo 72a) ha sido localizado por el optimizar 84 a lo largo de la dirección de búsqueda a base de gradiente que fue establecida mediante la etapa de "cálculo de dirección de búsqueda" 82 o cuando se encuentra una restricción de producción, el optimizador 84 generará entonces un "programa de control de pozo actualizado" 86 que incluye un conjunto de "nuevos parámetros de control actualizados" 72b. Los "nuevos parámetros de control actualizados" 72b del "Programa de control de pozo actualizado" 86 son presentados al simulador de yacimientos 74 y en particular, al "modelo de pozo multi-segmentado" 88 del simulador de yacimientos 74. El simulador 74 es vuelto a poner en operación utilizando los "nuevos parámetros de control actualizados" 72b mencionados anteriormente. El proceso o método al que se hace referencia anteriormente es repetido; esto es, un "nuevo conjunto de gradientes adjuntos de la función objetivo 72a con respecto a los parámetros de control 72b" es calculado mediante la etapa de "cálculo de gradiente adjunto" 80 de la figura 12, una "nueva dirección de búsqueda" es determinada por la etapa de "cálculo de dirección de búsqueda" 82 de la figura 12 y un "nuevo programa de control de pozo actualizado" 86 es generado por el optimizador 84 de la figura 12 hasta que se ha satisfecho algún "criterio de terminación". Por ejemplo, el "criterio de terminación" será satisfecho cuando se ha obtenido "convergencia" y se obtendrá "convergencia" cuando se ha alcanzado un "cálculo óptimo de la función objetivo". Cuando el "modelo de pozo multi-segmentado" 88 del simulador de yacimientos 74 recibe los "nuevos parámetros de control actualizados" 72b del "programa de control de pozo actualizado" 86, el "modelo de pozo multi-segmentado" 88 determinará luego el conjunto de variables de solución para cada segmento de cada tubería del barreno (etapa 140b de la figura 18) y luego mostrará o registrará los segmentos de cada tubería y los conjuntos de variables de solución correspondientes, respectivamente, a los segmentos (etapa 140c de la figura 18). Luego el "modelo de pozo multi-segmentado" 88 generará dos "salidas": (1) los perfiles de producción de yacimiento 90 y (2) los perfiles de producción del yacimiento optimizados 92 de la figura 12. Una especificación funcional asociada con el "método adjunto para calcular y usar gradientes adjuntos" 70 de las figuras 10, 11 y 12 es resumido en los siguientes párrafos.

Introducción Esta especificación incluye elementos de programación (es decir, los elementos de programación "Resopt" que son implementados en los elementos de programación de simulación "Eclipse" 46b de las figuras 6 y 7) que usan tecnología de gradiente adjunta para optimizar la producción de un modelo de simulación sujeto a restricciones.

La matemática necesaria Formulación de Lagrange de la formulación objetivo con restricciones En la función objetivo, se está tratando de cambiar los parámetros de control de producción, P, de tal manera que se maximiza una cantidad (por ejemplo FOPT) sujeta a las restricciones que las ecuaciones residuales de flujo de fluido del simulador, R = 0, son satisfechas y también que restricciones de producción adicionales, C = 0, son satisfechas . En general, las restricciones de producción son desigualdades. Por conveniencia, se dividen estas en activas (esto es, aquellas para las cuales actualmente C = 0) y restricciones inactivas. Por claridad, se denotarán las restricciones activas por CA. Se usan multiplicadores de Lagrange para combinar las restricciones igualmente con la función objetivo a la función de mérito, L, ¿(x.p)= .y(x.?»)+?ft • R(X,P)+?C - cA(x? (i) en donde J es la función objetivo, X es el factor de variables de solución (por ejemplo, presión, saturaciones, densidades molares) y ?R y ?c son los vectores de multiplicadores de Lagrange en las restricciones de igualdad.

Resolución hacia atrás : Gradientes de parámetro libres Con el fin de determinar una dirección de búsqueda para maximizar esta función objetivo, estamos interesados en formar sus derivadas totales con respecto a los parámetros de control de producción. Esto es, dl = dL d dK c/V ~ 8P + dX dV ^ Con el fin de calcular esto, se necesitan las derivadas de solución, dXfd?*, y también las siguientes derivadas parciales del Lagrangiano. (3) dX dX ~R dX ' ~c dX ñf PJ dn r?C . + ?« • — + ?c (4) dP di* VI? ¿¡P Puesto que R = 0, CA = 0, entonces estamos libres de escoger cualesquier valores para ?R y ?c en (1). En particular, se pueden escoger estos vectores de tal manera que üJ sX = e n (83). Esto elimina la necesidad de efectuar la etapa cara de calcular OA/ol en (2) y solamente se necesita evaluar (4) para obtener el gradiente Lagrangiano. De aquí, de (3) , dX oX ?X Si hay NA restricciones activas y Ni restricciones inactivas, se tienen entonces suficientes grados de libertad para ajustar v .? v , _ Q y para NA de ]_os parámetros de control de producción. Así que, de (4), dP, — SR ~ (9P, w Formulación original Se desea resolver (5) y (6) simultáneamente para los vectores adjuntos. Reacomodando (6) da, Sustituyendo (7) en (5) y re-acomodando se obtiene, díi dR Í3C ?~ dC .-15 _ a/ l dC ec ?_ Xa - \fi = NA d dvt { ai* dx ax dP? dP, ax (8) La ecuación involucra la solución de un sistema de ecuaciones en las cuales la matriz, cR'O?, es muy grande. R es el vector de ecuaciones residuales a todos los intervalos de tiempo y X es el vector de variables de solución de todos los intervalos de tiempo. En la práctica, es posible tomar ventaja de la estructura de la matriz Jacobiana total, OR OX para reducir el tamaño del sistema que necesita ser resuelto.

Puesto que entonces la matriz Jacobiana total es una triangular inferior de bloque (de tal manera que su transpuesta un triangular superior de bloque) , Las matrices diagonales son las matrices Jacobianas de cada intervalo de tiempo, Jac (tj) . En RESOPT, estas son reconstruidas a partir del contenido del archivo de reinicio que fueron guardados en cada etapa de reporte de la simulación delantera . Puesto que las ecuaciones residuales del simulador pueden ser escritas como: R{^, )= M{// , )- M(f )+ At{t(tJ tl )+ Ql¿,.„ )) y M(tj) = Volumen de poro ( t-J densidad molar ( t-J , entonces 5M | - olar {{y - De tal manera que la matriz Jacobiana total puede ser escrita como [Si se especifican los parámetros, Pi, y restricciones CA, de tal manera que cada uno se aplica a un intervalo de tiempo particular, entonces todo el sistema (8) se convierte en la secuencia de sistema más pequeño: para f*ij t«i* •••; t<•n« ccoonn - ?•?"('"= o" . Se puede resolver la nes? a ecuación primero y luego resolver las otras ecuaciones hacia atrás para resolver todo el sistema. Para algún desadvenimiento con el término ?M/oX considérese un ejemplo de dos células pequeño con tres componentes (que incluye agua) . La matriz tiene la siguiente forma: De aquí, para una celda particular, el producto de esta matriz con un vector que multiplicado de la izquierda, tal como tiene la forma clPV - -? i?.pv - ?¿.PV L..PV dP En RESOPT, la secuencia de cálculo es como sigue: - Trabajando hacia atrás a través de los intervalos de tiempo ... > Se ajustan las matrices derivadas requeridas > Se resuelve (9) para el -?-? ) Se resuelve el equivalente de intervalo de tiempo Se usa el equivalente de intervalo de tiempo de (4) para calcular las derivadas Lagrangianas para los parámetros de control de producción libre de intervalo de tiempo actual, üL?üiL íj) (No ay necesidad de calcular los primeros NA parámetros de control de producción ya que se han ajustado estos a cero) . Este proceso requiere 1 resolver las matrices Jacobianas de simulación transpuestas, seguido por 1 resolución de un sistema de matriz pequeño (orden de número de restricciones activa). Total: 1 resolución de matriz Jacobiana transpuesta .

Formulación alternativa En el caso en donde las restricciones activas no son sensibles a los parámetros dependientes, esto es, " wrO( no se puede resolver (5) y (6) al eliminar _ y luego resolver para -A-/J En lugar de esto, se debe tomar el procedimiento más costoso de eliminar -A-? (que puede involucrar múltiples resoluciones de ??v?X) y luego resolver para L.C . Re-acomodando (5) da, Como antes, si se específica los parámetros Pi, y restricciones CA, de tal manera que cada uno aplica a un intervalo de tiempo particular y recordando la estructura de tiempo de ( "A!?.) f entonces todo el sistema (10) se convierte en: para fvj - f ' li,> --•-•- ,> t'n» fr con ?~¿-?YÜH/- o". Ssuussttiittuuíyendo (11] al equivalente de intervalo de tiempo de (6) se tiene, Se mantiene el término ^ ^C" Í debido a que se desea tener la probabilidad de manejar casos en donde algunas restricciones activas son insensibles a los parámetros, de tal manera que ( ^'.,?¿~-? en algún sentido. Cuando se resuelve (11), se está resolviendo un sistema transpuesto que involucra las matrices Jacobianas del simulador, de tal manera que, como en la formulación normal, se resuelve este sistema hacia atrás en el tiempo. Con el fin de usar la misma filosofía de "hacia atrás en el tiempo" cuando se resuelve (12) se le re-escribe como: 3ící', en donde Se pueden resolver las nes?ma ecuaciones de (14) primero y luego resolver las otras ecuaciones hacia atrás para resolver todo el sistema. Nótese que NA = 0, en tanto que solamente se necesita resolver para —' ' y se puede fijar arbitrariamente —*" '— para todas las otras k .

De manera similar, se puede resolver la nes?ma ecuación de (11) primero y luego resolver las otras ecuaciones hacia atrás para resolver todo el sistema. Nótese que si NA=0 en un intervalo de tiempo particular, t-,, entonces (11) se reduce a En RESOPT, la secuencia de cálculos debe ser como sigue : - Trabajando hacia atrás a través de los intervalos de tiempo ... > Se ajustan las matrices derivadas requeridas (esto ya se ha hecho) > Se resuelve (14) para cada uno de los J¿k?) > Se resuelve (13) para ^') > Se resuelve (11) para 3 {/) Se utiliza el equivalente de intervalo de tiempo de (4) para calcular las derivadas Lagrangianas para los parámetros de control de producción libre de intervalo de tiempo actual, J' ^-'> . (No hay necesidad de calcular los primeros NA parámetros de control de producción ya que se han ajustado estos a cero) . Este proceso requiere 1 + NA soluciones de las matrices Jacobianas de formación transpuestas, seguido por 1 resolución de un sistema de matriz pequeño (orden de número de restricción activo) y luego seguida por sgn(NA) solución de las matrices Jacobianas de simulación transpuestas. Total: l+sgn(NA)+NA resoluciones de matriz Jacobiana transpuestas.

Selección de los conjuntos de parámetros libres y pendientes En el código, NA (=Nd = NOCONL) parámetros de control de producción dependiente y N1(=Nf= NOPARL-NOCONL) parámetros de control de producción libres a cada nivel de tiempo. Pre-2006a, solamente una repartición muy simple de los parámetros fue usada: se hacen los primeros NA parámetros dependientes y se trata el resto como libres. En 2006a, se agregó algo de lógica de tal manera que aquellos con los valores diagonales v^.t»j. (procedimiento normal) o suma de columna t/R/f?!' (procedimiento alternativo) son tomados como los parámetros libres. Esta lógica usa un arreglo de gradación de dirección hacia adentro, IDXP, para convertir del orden de parámetro original al orden sorteado. Los arreglos originales tales como oRt cl . oriol r etc . son almacenados en orden original (como son calculados antes de la división de parámetros. Los arreglos intermedios, tales como ?^/ r) son almacenados en orden local.

Dirección de búsqueda de parámetros libres Una vez que se han efectuado hacia atrás las etapas exitosamente en todos los intervalos de tiempo, se tiene el vector completo de las derivadas Lagrangianas, o IúV para los parámetros de control de producción libres. Se utilizan estos para determinar la etapa de búsqueda de parámetro de control de producción libre, ?P / , (utilizando ya sea gradientes de descenso más empinados o conjugados en el código actual) .

Integración delantera : Dirección de búsqueda de parámetros dependiente ?ll . Para cualquier J , las formas linealizadas de las ecuaciones de restricción de yacimiento alteradas y las ecuaciones de restricción de optimización activas dan Puesto que las NA ecuaciones de restricción activas pueden ser vistos como una repartición de los parámetros de control, P, a {Pd, Pf} en donde los primeros NA parámetros de control de producción, Pd, son dependientes de los restantes (libres) Pf por medio de la restricción (en general no lineal), y ecuaciones de yacimiento (definidamente no lineales).

Formulación original Re-acomodando (16) da Sustituyendo (17) en (15) se tiene Se divide este sistema en más pequeños, que cubre cada uno un intervalo de tiempo. Se denota el Jacobiano para las ecuaciones de yacimiento at por Jac en lo que sigue: ... para lJ i\> - - - An ¡ con ?X(f„)=*0f Se puede reSolver esta secuencia de sistemas hacia delante para resolver todo el sistema. utilizando el mismo ejemplo pequeño (con tres componentes) como antes para ganar discernimiento a la formación del término dX ? (í ) (en el cual la matriz es multiplicada por un vector de la derecha), da lo siguiente para una celda particular... - PV.áX - P l/.?X3 - PV.bACl En RESOPT, enseguida de los cálculos previos, la secuencia de estos cálculos adicionales es: Trabajando hacia adelante a través de los intervalos de tiempo... > Se resuelve (18) para ^W > Se resuelve el equivalente de (17) para '"••'•' Este proceso requiere 1 solución de las matrices Jacobianas de simulación, seguida por una resolución de un sistema de matriz pequeño (orden de número de restricciones activas) . Total: 1 resolución de matriz Jacobiana.

Formulación alternativa Si las restricciones activas no son sensibles a los parámetros dependientes, entonces no se puede usar (17) para eliminar los parámetros dependientes y luego resolver para ?X y Pd, de tal manera que en lugar de esto se tiene que usar (15) para eliminar ?X. De (15), Como antes, si se específica los parámetros P? r y restricciones CA, de tal manera que cada uno se aplica a un intervalo de tiempo particular, y recordando la estructura de tiempo de dlVdX , entonces todo el sistema (19) se convierte en: . . . para v fl-" -•• ;'«. Sustituyendo (19) al equivalente de intervalo de tiempo de (16) se tiene, ... para t/ - t\, ... . i„ f con ?Af0J — U^ Se puecje resolver esta secuencia de sistemas hacia adelante para resolver todo el sistema. Con el fin de resolver este sistema para Pd, se necesita primero resolver el siguiente conjunto de (NA+1) sistemas para -,?F, -? , . ?F, ?A Jacit Entonces (21) se convierte en Nótese que si NA = 0 a un intervalo de tiempo particular, t-¡ , entonces (20) se reduce a ?X(/,)=$ ,).

En RESOPT, enseguida de los cálculos previos, la secuencia de estos cálculos adicional es: Trabajando hacia adelante a través de los intervalos de tiempo... > Se resuelve (22) para —J w) y cada uno de los —* () > Se resuelve (23) para ^O*) > Se resuelve (20) para ^vj) - que es necesario más tarde Este proceso requiere 1+NA resoluciones de las matrices Jacobianas de simulación, seguidas por una solución de un sistema de matriz pequeño (orden de número de restricciones activas), y luego seguida por sgn(NA) resoluciones de las matrices Jacobianas de simulación. Total: l+sgn(NA)+NA resoluciones de matriz Jacobiana.

Cálculo de la longitud de etapa Se asegura que no se violen las funciones de restricción Dado que se tiene una dirección de búsqueda para los parámetros de control de producción, P, se necesita enseguida conocer la longitud de etapa. De (18), se sabe que si se avanza una distancia a lo largo de ?X, entonces se debe también avanzar una distancia a a lo largo de ?P. Las ecuaciones de restricción activas serán satisfechas inherentemente, pero no se debe violar ninguna de las actualmente inactivas, de tal manera que estamos interesados en que tan lejos se puede avanzar antes de que se violen las restricciones inactivas. Con el fin de acertar una restricción inactiva en esta etapa, C,(x+a?X Vr + aAVf )= 0 fi = N, Expandiendo esto, al primer orden y re-acomodando se tiene La restricción más cercana (esto es, la que sería violada primero si una cantidad sin restricción de la dirección de búsqueda fuera usada) es aquella con el valor mínimo de D.

En RESOPT, enseguida de los cálculos previos, la secuencia de cálculos adicionales es como sigue: ^ Se resuelve (24) para el valor mínimo de OÍ.

Se asegura que los limites de parámetros simples no sean violados En RESOPT, el usuario puede imponer límites simples en cuanto a los valores de parámetro de producción tales como Cuando se toma una etapa en el optimizador, se necesita restringir la longitud de etapa de parámetro de control de producción por un factor ß para asegurar que no se viole ninguno de estos límites simples. El valor predeterminado de ß es uno.

Si un nuevo valor de los parámetros de control de produce es mayor que su límite superior, entonces p _ />'"!I'' ? = -w ' (25a) AP ' Si un nuevo valor de los parámetros de control de producción es menor que su límite inferior, entonces ß ^ íl¿. (25 ' ?P. • En RESOPT, enseguida de los cálculos previos, la secuencia de cálculos adicionales es como sigue: Se efectúan bucles en todos los parámetros de control de producción, si es necesario, se resuelve (25) para ß y luego se modifica la longitud de etapa de parámetro de control. Finalmente, en RESOPT, se lleva a cabo una búsqueda de línea a lo largo de la dirección de búsqueda para completar esta etapa del optimizador. Una vez que se ha salido de la búsqueda de línea, se busca la siguiente dirección de etapa de parámetro de control de producción.

Sub-funciones en el código de optimizador adjunto La función objetivo es el optimizador adjunto J, puede tomar la siguiente forma general: Esta es una suma sobre sub-funciones, JÍ . Aquí, Ci es especificado para cada sub-función en la palabra clave OPTFUNC y la sub-función J ? es dada por en donde fi(t) denota una velocidad de fluido inyectado o producido (por ejemplo, velocidad de producción de petróleo de campo), t?(i) y t2(i) son especificados para cada sub-función en la palabra clave OPTFUNC y el factor de descuento dependiente del tiempo es dado por en donde la velocidad de descuento anual, ri t es especificada por la palabra clave OPTFUNC y taños es el tiempo fraccional en años.

Múltiples componentes en la función objetivo El usuario puede especificar múltiples sub-funciones en la palabra clave OPTFUNC. Por ejemplo, se optimiza la producción de petróleo del campo en tanto que se penaliza la producción de agua del pozo "PROD" entre las etapas de tiempo 2 y V; OPTFUNC '[•'OPT F1 LÜ 'W 'IT PROD -1.0 0.0 *> 7 / Esta palabra clave define las siguientes sub-funciones Restricciones manipuladas como sub-funciones Cada restricción está incluida en la función objetivo como un par de sub-funciones adicionales f2j-? y f2j • El multiplicador de Lagrange multiplicará estas funciones de restricción con el fin de incorporarlas en la función objetivo. l(¿)= {?)- f(?) Este procedimiento de sub-función tiene la ventaja de que los gradientes de las sub-funciones pueden ser acumulados para dar el gradiente de la función.

Restricciones simples Estos son límites en cuanto a las cavidades de simulación por sí mismas. Por ejemplo, la velocidad de producción no debe exceder 2000 en PROD de pozo. Esta restricción es re-escrita como sigue: WOPR < 2000 OPR - 2000 < 0 Esto es manipulado como los siguientes pares de sub- funciones (un par para cada índice de reporte en el cual la restricción está activa): Si una restricción de "mayor que" es especificada, la restricción es re-escrita como sigue: WOPR > 50 - WOPR + 50 < 0 Este es manipulado como los siguientes pares de sub- funciones (un par para cada índice de reporte en el cual la restricción está activa) : Restricciones complejas 1 (GOR) Estos son límites en cuando cantidades de simulación derivadas. Por ejemplo, la proporción gas-petróleo no debe exceder de 1.5 en PROD de pozo. La restricción es re-escrita como sigue: WGOR =? .5 WGPR 1.5 WOPR WGPR - {\ .5)V/OPR = 0 Esto es manipulado como los siguientes pares de sub-función (un par para cada índice de reporte en el cual la restricción está activa): Restricciones complejas 2 ( CT) Como otro ejemplo, el corte de agua no debe exceder de 0.2 en PROD del pozo. La restricción es re-escrita como sigue : WWCT = 0.2 WWPR < 0.2 WWPR + WOPR Esto es manipulado como los siguientes pares de sub-funciones (un par para cada índice de reporte en el cual la restricción está activa): Normalización de restricciones Cuando se comparan funciones de restricción para ver cual es la más enlazante, se necesitan normalizarlas de tal manera que se pueda efectuar una comparación justa entre restricciones en cuanto a tipos de datos con unidades vastamente diferentes.

Restricciones simples Para restricciones simples, el valor de restricción es la elección obvia. Por ejemplo, para normalizar WOPR - 2000 = 0 se usa 2000 para cambiarlo a WOPR -1<0 2000 De tal manera que el factor de normalización es el valor de restricción.

Restricción de GOR compleja Para una restricción GOR, la restricción ha sido transformada de ... WGOR - 1 . 5 = 0 a lo siguiente que puede ser escrito como sub-funciones ... WGPR - (1 . 5) WOPR = 0 Si se fuera a normalizar la ecuación de restricción original, se dividiría por el valor de restricción (como se hizo en el caso de restricciones simples). Esto daría...

I. WGPR . „ 1 < Ü 1.5 WOPR De tal manera que el factor de normalización que necesita ser aplicado al par de sub-funciones con el fin de obtener el mismo resultado como la normalización de la ecuación de restricción original es 1.5 veces OPR . De aquí, el factor de normalización es la restricción multiplicada por la velocidad de producción de petróleo en el dominio de la restricción.

Restricción WCT compleja Para una restricción WCT, la restricción ha sido transformada de ... WWCT - 0 . 2 = 0 a lo siguiente que puede ser escrito como sub-funciones ...

Si se fuera a normalizar la ecuación de restricción original, se dividiría por el valor de restricción (como se hizo en el caso de restricciones simples) . Esto daría... ' 1 ^ WWPR , , ? - 1 < 0 [ 0.2 } {WOPR + WWPR) De tal manera que el factor de normalización que necesita ser aplicado al par de sub-funciones con el fin de obtener el mismo resultado como la normalización de la ecuación de restricción original es 0.2 veces la suma de OPR y WPR. De aquí, el factor de normalización es la restricción multiplicada por la suma de las velocidades de producción de petróleo y agua en el dominio de la restricción.

Manipulación de REINICIOS En una plataforma no reiniciada, el alcance de las funciones, sub-funciones, parámetros y restricciones en RESOPT es el mismo como aquel de la simulación (esto es, 1 a NTORTS es lo mismo como 1 a NOPTIM) de tal manera que se puede usar la misma gradación en ambas áreas del código y se puede comparar el índice de etapa de optimizador con el índice de reporte de simulación . En una plataforma remiciada, el alcance de la simulación es IRESTZ+1 a NTOTRS, en tanto que el alcance del almacenamiento en el código RESOPT es 1 a NOPTIM (= NTOTRS- IRESTZ) . Se usa el alcance RESOPT internamente debido a que es eficiente para el almacenamiento. De aquí, el arreglo SOPT (que mantiene a información de tiempo de corrida de optimización de doble precisión tal como el valor de tiempo actual y el tamaño de etapas de tiempo) es graduado de 1 a NOPTIM. Muchos de los arreglos que mantienen información y resultados para parámetros son graduados indirectamente utilizando este alcance de optimizador también. Estos dos métodos de alcance son mostrados en la siguiente tabla: En el código RESOPT, se utilizan solamente los índices de reporte de simulación en las siguientes situaciones: 1. Cuando se predetermina y válida el intervalo de funciones, parámetros y restricciones. 2. Cuando se almacena el alcance para funciones, sub- funciones, parámetros y restricciones. 3. Cuando se compara el alcance para funciones, sub-funciones, parámetros y restricciones. 4. Cuando se emite un índice de reporte para el usuario . Para convertir del índice de etapa de optimizador (ISTEP) al índice de reporte de simulación ( JSTEP) , solamente se suma IRESTZ. El mecanismo estándar en el código es solo hacer esto localmente cuando se requiere, por ejemplo JSTEP = ISTEP + IRESTZ Convención de nomenclatura de arreglos para el código de optimizador adjunto Los arreglos típicos en el código de optimizador adjunto son IOPP, SOPP, ZOPP, IOPF, SOPF, IOPS, SOPS, ZOPS Y SOPG. La convención de nomenclatura para estos arreglos es como sigue : *s * F (function), S (sub-f iction), P (parameter), (gradienr.). T (run time info) 01' (optimizcr- , - * \ ~^~ v •? .' /. S (riouble), I (i?togcr), Z (character) Banderas de eliminación de fallas Estas banderas se aplican todas a DEBUG3 - 120 • Salida del optimizador (en general rutinas OP*) - 121 • Nivel de salida de cálculo de gradiente adjunto (en general rutinas GA*) - 124 • Si una solución plena o no cuando se resuelve el árbol de pozo • ("artificios de reemplazo de anulación") -125 • Cambiar el "exponente" en alteraciones numéricas - 126 • Cambiar cuales derivadas son calculadas numéricamente - 143 • Utilizar diferencias centrales en el cálculo de gradiente numérico La descripción anterior del "método adjunto para calcular gradientes" se ha así descrito, será obvio que el mismo se puede hacer variar de muchas maneras. Tales variaciones no serán consideradas como desviación del espíritu y alcance del método o aparato o dispositivo de programa de almacenamiento reivindicados y todas de tales modificaciones como sean obvias para el experimentado en el arte se proponen estar incluidas dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para calcular y usar gradientes adjuntos en un simulador de yacimiento, caracterizado porque comprende: (a) calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas en tanto que se toma en cuenta un modelado de caída de presión y flujo de fluidos a lo largo de un barreno; (b) en respuesta a lo gradientes adjuntos calculados, calcular sensibilidades de un yacimiento en respuesta a cambios en la parametrización de dispositivos del fondo del pozo, y (c) en respuesta a las sensibilidades calculadas, utilizar las sensibilidades para optimizar el control de pozos en un yacimiento al optimizar una función objetivo.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de cálculo (a) comprende calcular los gradientes adjuntos de la función objetivo con respecto a un conjunto de parámetros de control.
3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la etapa de cálculo (b) comprende determinar, en respuesta a los gradientes adjuntos de la función objetivo con respecto a un conjunto de parámetros de control, una dirección de búsqueda que representa un cambio a los parámetros de control que no violará ninguna restricción de producción o valores límite de los parámetros de control.
4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el uso de la etapa (c) para usar las sensibilidades para optimizar el control de pozos en un yacimiento al optimizar una función objetivo, comprende maximizar, mediante un optimizador, la función objetivo, generar un máximo local a lo largo de una dirección de búsqueda a base de gradiente y generar un programa de control de pozo actualizado incluye un conjunto de nuevos parámetros de control actualizados .
5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque comprende además: repetir las etapas (a), (b) y (c) esta que se satisface un criterio de terminación.
6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el criterio de terminación comprende una convergencia a condición de que se hay alcanzado un valor óptimo de la función objetivo.
7. Un método para optimizar la producción en yacimiento que tiene uno o más pozos que tienen válvulas, caracterizado porque comprende: (a) poner en operación un simulador de yacimientos en una simulación delantera para simular la vida del yacimiento; (b) procesar resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; (c) combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo y las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimientos; (d) resolver un sistema adjunto de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular un conjunto de gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; (e) determinar de los gradientes adjuntos una dirección de búsqueda; (f) utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza una función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; (g) localizar un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar parámetros de control; (h) utilizar los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimientos; (i) repetir las etapas (a)- (i) hasta que se ha alcanzado un valor óptimo de la función objetivo.
8. Un dispositivo de almacenamiento de programas, caracterizado porque se puede leer por una máquina que implementa de manera tangible un conjunto de instrucciones ejecutables por la máquina para efectuar etapas de método para calcular y usar gradientes adjuntos en un simulador de yacimientos, las etapas del método comprenden: calcular gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas en tanto que se toma en cuenta un modelado de caída de presión y flujo de fluidos a lo largo de un barreno; en respuesta a los gradientes adjuntos calculados, calcular sensibilidades de un yacimiento en respuesta a cambios en la parametrización de dispositivos del fondo del pozo, y en respuesta a las sensibilidades calculadas, utilizar las sensibilidades para optimizar el control de pozos en un yacimiento al optimizar una función objetivo.
9. El dispositivo de almacenamiento de programas de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la etapa de cálculo (a) comprende calcular los gradientes adjuntos de la función objetivo con respecto a un conjunto de parámetros de control.
10. El dispositivo de almacenamiento de programas de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la etapa de cálculo (b) comprende determinar, en respuesta a los gradientes adjuntos de la función objetivo con respecto a un conjunto de parámetros de control, una dirección de búsqueda que representa un cambio a los parámetros de control que no violará ninguna restricción de producción o valores límites de los parámetros de control.
11. El dispositivo de almacenamiento de programas de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el uso de la etapa (c) para usar las sensibilidades para optimizar el control de los pozos en un yacimiento al optimizar una función objetivo, comprende maximizar, mediante un optimizador, la función objetivo, generar un máximo local a lo largo de una dirección de búsqueda a base de gradiente y generar un programa de control de pozo actualizado incluye un conjunto de nuevos parámetros de control actualizados.
12. El dispositivo de almacenamiento de programas de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque las etapas del método comprenden además: repetir las etapas (a), (b) y (c) hasta que se satisface un criterio de terminación.
13. El dispositivo de almacenamiento de programas de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el criterio de terminación comprende una convergencia en cuanto a la condición que un valor óptimo de la función objetivo ha sido alcanzado .
14. Un dispositivo de almacenamiento de programas, caracterizado porque se puede leer por una máquina que implementa de manera tangible un conjunto de instrucciones ejecutables por la máquina para llevar a cabo etapas de método para optimizar la producción de un yacimiento que tiene uno o más pozos que tienen válvulas, las etapas del método comprende: (a) poner en operación un simulador de yacimientos en una simulación delantera para simular la vida del yacimiento; (b) procesar resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; (c) combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo de las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimientos; (d) resolver un sistema adjunto de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular un conjunto de gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; (e) determinar a partir de los gradientes adjuntos una dirección de búsqueda; (f) utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza la función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; (g) localizar un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar parámetros de control; (h) utilizar los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimientos; (i) repetir las etapas (a) -(i) hasta que un valor óptimo de la función objetivo se ha alcanzado.
15. Un sistema adaptado para calcular y usar gradientes adjuntos en un similar de yacimientos, caracterizado porque comprende: un primer aparato adaptado para calcular gradientes adjuntos de una porción objetivo con respecto a cambios en ajustes de válvulas en tanto que se toma en cuenta un modelado de caída de presión y flujo de fluido a lo largo de un barreno; un segundo aparato, sensible a los gradientes adjuntos calculados adaptado para calcular sensibilidades de un yacimiento en respuesta a cambio en la parametrización de dispositivo del fondo del pozo; y un tercer aparato, sensible a las sensibilidades calculadas, adaptado para usar las sensibilidades para optimizar el control de pozos en un yacimiento al optimizar la función objetivo.
16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el primer aparato comprende un aparato adaptado para calcular los gradientes adjuntos de la función objetivo con respecto a un conjunto de parámetros de control.
17. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el segundo aparato comprende un aparato adaptado para determinar, en respuesta a los gradientes adjuntos de la función objetivo con respecto a un conjunto de parámetro de control, una dirección de búsqueda que representa un cambio a los parámetros de control que no violará una restricción de producción o valores límites de los parámetros de control.
18. El sistema de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el tercer aparato comprende un aparato optímizador adaptado para maximizar la función objetivo, que genera un máximo local a lo largo de una dirección de búsqueda a base de gradiente y generar un programa de control de pozo actualizado que incluye un conjunto de nuevos parámetros de control actualizados.
19. El sistema de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque comprende además: un aparato adaptado para repetir las funciones asociadas con los primeros, segundos y terceros aparatos hasta que se satisface un criterio de terminación .
20. El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el criterio de terminación comprenden una convergencia en la condición que un valor óptimo de la función objetivo se ha alcanzado.
21. Un sistema adaptado para optimizar la producción de un yacimiento que tiene uno o más pozos que tienen válvulas, caracterizado porque comprende: un aparato adaptad para: poner en operación un simulador de yacimientos en una simulación delantera para similar la vida del yacimiento; procesar los resultados de la simulación delantera para generar derivadas parciales intermedias de ecuaciones de flujo para el pozo y para el yacimiento; combinar las derivadas parciales intermedias de las ecuaciones de flujo del pozo y las ecuaciones de flujo del yacimiento en el simulador de yacimientos; resolver un sistema adjunto de ecuaciones lineales a intervalos de tiempo regulares para calcular un conjunto de gradientes adjuntos de una función objetivo con respecto a los parámetros de control; determinar a partir de los gradientes adjuntos una dirección de búsqueda; utilizar la dirección de búsqueda para resolver un algoritmo de optimización que maximiza la función objetivo utilizando métodos de búsqueda de línea; localizar un máximo local a lo largo de la dirección de búsqueda y actualizar parámetros de control; utilizar adicionalmente los nuevos parámetros de control actualizados en el simulador de yacimientos y repetir las funciones de procesamiento, combinación, resolución, determinación, uso, localización y además utilizar funciones efectuada por el aparato hasta que se ha alcanzado un valor óptimo de la función objetivo.