MX2014013893A

MX2014013893A - Metodos y sistemas para administracion de velocidad de extraccion por gas.

Info

Publication number: MX2014013893A
Application number: MX2014013893A
Authority: MX
Inventors: Graham Christopher Fleming; Qin Lu
Original assignee: Landmark Graphics Corp
Priority date: 2012-06-15
Filing date: 2013-05-28
Publication date: 2015-01-16
Also published as: EP2817734B1; CA2871183A1; US20150169798A1; AU2016203521A1; CA2871183C; CN104541263A; EP2817734A4; RU2014142599A; AU2016203521B2; AU2013274733A1; SG11201407790SA; MX342512B; EP2817734A1; WO2013188090A1; BR112014028472A2

Abstract

Un método divulgado para la administración de la velocidad de extracción por gas incluye recopilar datos del sistema de producción. El método también incluye ejecutar una simulación con base en los datos recopilados, un modelo de fluido, y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; el método también incluye acelerar la convergencia de una solución para la simulación seleccionando velocidades de producción del pozo y ajustando velocidades de extracción por gas; el método también incluye almacenar las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con las operaciones de extracción por gas del sistema de producción; un sistema de administración de velocidad de extracción por gas divulgado incluye una memoria que tiene un módulo de administración de velocidad de extracción por gas y uno o más procesadores acoplados a la memoria; el módulo de administración de velocidad de extracción por gas, cuando es ejecutado, ocasiona que uno o más procesadores: ejecuten una simulación del sistema de producción con base en un modelo de fluido y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; aceleren la convergencia de una solución para la simulación del sistema de producción seleccionando velocidades de producción del pozo y ajustando velocidades de extracción por gas; y almacenen las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con operaciones de extracción por gas del sistema de producción.

Description

METODOS Y SISTEMAS PARA ADMINISTRACIÓN DE VELOCIDAD DE EXTRACCIÓN POR GAS ANTECEDENTES DE LA INVENCION Los operadores de campos petroleros dedican recursos significativos a mejorar la recuperación de hidrocarburos de yacimientos al mismo tiempo que se reducen los costos de recuperación. Para lograr estos objetivos, los ingenieros de yacimientos monitorean el estado actual del yacimiento e intentan predecir el comportamiento futuro dado un conjunto de condiciones actuales y/o postuladas. El monitoreo de yacimientos, en ocasiones referido como vigilancia de yacimiento, involucra la recopilación regular y monitoreo de datos medidos del interior y los alrededores de los pozos de un yacimiento. Dichos datos pueden incluir, pero no están limitados a, saturación de agua, cortes de agua y petróleo, presión del fluido y velocidades de flujo de fluido. A medida que se recopilan los datos, éstos se archivan en una base de datos de historial.

Sin embargo, los datos de producción recopilados en su mayoría reflejan condiciones inmediatamente alrededor de los pozos del yacimiento. Para proporcionar una imagen más completa del estado de un yacimiento, se realizan simulaciones que modelan el comportamiento general de todo el yacimiento con base en los datos recopilados, tanto actuales como históricos. Estas simulaciones predicen el estado actual general del yacimiento, produciendo valores de datos simulados tanto cerca como a una distancia de los pozos de sondeo. Los datos simulados del pozo de sondeo cercano pueden ser correlacionados contra datos medidos del pozo de sondeo cercano, y se ajustan parámetros modelados según sea necesario para reducir el error entre los datos simulados y medidos. Una vez asi ajustados, los datos simulados, tanto cercanos como a una distancia del pozo de sondeo, pueden ser empleados para valorar el estado general del yacimiento. Dichos datos también se pueden utilizar para predecir el comportamiento futuro del yacimiento con base en condiciones reales o hipotéticas ingresadas por un operador del simulador. Las simulaciones del yacimiento, particularmente aquellas que ejecutan simulaciones numéricas físicas completas de yacimientos grandes, requieren muchos recursos de cómputo y pueden tomar horas, incluso dias para su ej ecución .

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS Se puede obtener un mejor entendimiento de las diversas modalidades divulgadas cuando se considera la siguiente descripción detallada en conjunto con los dibujos anexos, en los cuales: La figura 1 muestra un proceso de simulación ilustrativo .

La figura 2 muestra un sistema de producción de hidrocarburos ilustrativo.

La figura 3A muestra un pozo de producción ilustrativo que proporciona datos medidos del pozo y de extracción por gas .

La figura 3B muestra un diagrama simplificado de un ambiente de extracción por gas ilustrativo.

La figura 4 muestra un método de administración de velocidad de extracción por gas ilustrativo.

La figura 5 muestra otro método de administración de velocidad de extracción por gas ilustrativo.

La figura 6 muestra una interfaz de control ilustrativa para el sistema de producción de hidrocarburos de la figura 2.

Se debiera entender que los dibujos y la descripción detallada correspondiente no limitan la divulgación, sino que por el contrario, proporcionan los cimientos para el entendimiento de todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caen dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION Aquí se divulgan métodos y sistemas para administración de velocidad de extracción por gas de un sistema de producción de hidrocarburos monitoreado con múltiples pozos, una red de superficie, y una instalación. Tal como aqui se describe, la producción de hidrocarburos desde uno o más yacimientos que alimentan una red de superficie e instalación e involucra el control de la producción de pozos individuales (es decir, la producción de pozo individual puede ser regulada hacia arriba o hacia abajo) . Una forma de regular hacia arriba la producción de pozos individuales es aplicando operaciones de extracción por gas a un pozo. Debido a que las operaciones de extracción por gas son costosas y su efectividad es limitada (es decir, existe un punto en el cual la inyección de más gas no tiene como resultado una mayor producción del pozo) , dichas operaciones no debieran ser aplicadas arbitrariamente a todos los pozos de producción. Las técnicas de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas determinan las velocidades de extracción por gas como parte de una solución del sistema de producción de hidrocarburos general que alinea la producción del pozo con la red de superficie y los limites de producción de la instalación, y que regula la producción del pozo con el paso del tiempo según sea necesario para mantener la producción en o cerca de los limites de producción de la instalación.

En algunas modalidades, la solución del sistema de producción de hidrocarburos en general, es determinada mediante el modelado del comportamiento de los componentes del sistema de producción utilizando varios parámetros. De manera más especifica, se pueden aplicar ecuaciones y parámetros separados para calcular el comportamiento de fluidos en uno o más yacimientos, en pozos de producción individuales, en la red de superficie, y/o en la instalación. La resolución de dichas ecuaciones en forma independiente o en un solo momento en tiempo produce una solución desarticulada y, por lo tanto, sub-óptima (es decir, la velocidad de producción y/o costo de producción con el paso del tiempo es sub-óptimo) . En contraste, la resolución de dichas ecuaciones juntas (referidas aquí como resolución de ecuaciones completamente acopladas) en múltiples pasos de tiempo involucra más iteraciones y procesamiento, pero produce una solución más óptima.

Los sistemas de producción de hidrocarburos pueden ser modelados utilizando muchas ecuaciones y parámetros diferentes. Por consiguiente, se debiera entender que las ecuaciones divulgadas y los parámetros son ejemplos únicamente y no pretenden limitar las modalidades a una ecuación particular o conjunto de ecuaciones. Las modalidades divulgadas ilustran una estrategia ejemplar para acelerar la convergencia de una solución del sistema de producción modelado mediante el uso de ecuaciones completamente acopladas fijando ciertos parámetros y haciendo flotar otros parámetros (los parámetros flotantes pueden seguir estando sujetos a restricciones de rango tal como aquí se describe) .

La simulación de producción de hidrocarburos involucra estimar o determinar los componentes del material de un yacimiento y su estado (saturaciones de fase, presión, temperatura, etc.). La simulación además calcula el movimiento de fluidos dentro y fuera del yacimiento una vez que se toman en cuanta los pozos de producción. La simulación también se puede considerar para diversa técnicas de recuperación de petróleo mejorada (EOR) (por ejemplo, uso de pozos de inyección, tratamientos y/u operaciones de extracción por gas) . Finalmente, la simulación puede considerar diversas restricciones que limitan la producción u operaciones EOR. Con todos los parámetros diferentes que pudieran ser tomados en cuenta por la simulación, las decisiones de administración se deben tomar con referencia a la compensación entre la eficiencia de la simulación y la precisión. En otras palabras, la elección, para que sea precisa para algunos parámetros de simulación y eficiente para otros parámetros, es una decisión estratégica importante que afecta los costos de producción y la rentabilidad.

Aquí se divulga una estrategia de simulación para converger de manera eficiente la solución para un conjunto de ecuaciones completamente acopladas que modelan un sistema de producción. En al menos algunas modalidades, la estrategia de simulación divulgada identifica los pozos de producción y el nivel de producción por omisión para cada pozo necesario para ajusfar la salida de producción de los pozos con un limite de producción de la instalación. Tal como aqui se utiliza, el nivel de producción por omisión para un pozo se refiere a un nivel de producción máximo del pozo sin utilizar técnicas EOR de manera alternativa, el nivel de producción por omisión para un pozo se puede referir a un nivel de producción de pozo utilizando operaciones EOR por omisión tal como inyecciones de yacimiento, tratamientos y/o inyecciones de extracción por gas. Con el paso del tiempo, el nivel de producción por omisión para uno o más pozos puede caer a medida que la presión en el yacimiento se ve afectada por la extracción del fluido. Por consiguiente, las opciones EOR por omisión aplicadas por la estrategia de simulación pueden corresponder a niveles bajos de operaciones EOR disponibles. De esta manera, los costos y complejidades de las operaciones EOR inicialmente son pequeños y se pueden incrementar con el paso del tiempo. Según sea necesario (por ejemplo, en respuesta a una disminución en el nivel de producción por omisión de uno o más pozos) , la solución de simulación requiere una aplicación incrementada de EOR disponible con el paso del tiempo para mantener la producción de los pozos en o cerca del limite de producción de la instalación. Sin embargo, si se alcanza un limite EOR predeterminado (por ejemplo, un limite de capacidad de extracción por gas, un limite de tratamiento y/o un limite de inyección de yacimiento) , entonces la solución de simulación hace honor al limite EOR incluso cuando la producción de los pozos pudiera caer por debajo del limite de producción de la instalación. Esta estrategia divulgada está destinada a permitir la convergencia eficiente de una solución para un conjunto de ecuaciones completamente acopladas que modelan el sistema de producción. Una vez que se ha determinado la solución dentro de una tolerancia aceptable, se pueden evitar o reducir simulaciones adicionales en número debido a que los niveles de producción pueden ser regulados hacia arriba o hacia abajo según sea necesario para emparejar un limite de producción de instalación utilizando pozos de oscilación y/u operaciones EOR disponibles.

La figura 1 muestra un proceso de simulación ilustrativo 10 para determinar una solución del sistema de producción tal como aqui se describe. Tal como se muestra, el proceso de simulación 10 emplea un modelo de fluido 16 para determinar variables de estado del componente fluido 20 que representan los fluidos del yacimiento y sus atributos. Las entradas 1 modelo de fluido 16 pueden incluir mediciones o cálculos tales como mediciones de yacimiento 12, datos de sello de hora previos 14, y datos de caracterización de fluido 18. las mediciones del yacimiento 12 pueden incluir presión, temperatura, flujo de fluido u otras mediciones recopiladas en el fondo de pozo cerca de las perforaciones de pozo, a lo largo de la sarta de producción, en la cabeza de pozo, y/o dentro de la red de superficie (por ejemplo, antes o después de los puntos de mezcla de fluido) . Mientras tanto, los datos de sello de hora previos 14 pueden representar temperaturas, presiones, datos de flujo, u otros estimados actualizados emitidos a partir de un conjunto de ecuaciones completamente acopladas 24. Los datos de caracterización de fluido 18 pueden incluir los componentes de fluido del yacimiento (por ejemplo, crudo pesado, crudo ligero, metano, etc.) y sus proporciones, densidad de fluido y viscosidad para diversas composiciones, presiones y temperaturas, u otros datos.

Con base en los datos antes descritos ingresados al modelo de fluido 16, parámetros y/o valores de parámetro son determinados para cada componente de fluido o grupo de componentes del yacimiento. Los parámetros resultantes para cada componente/grupo entonces son aplicados a variables de estado conocidas para calcular variables de estado desconocidas en cada punto de simulación (por ejemplo, en cada "bloque de rejilla" dentro del yacimiento, en perforaciones de pozo de sondeo o "la interfaz física entre la formación y el pozo de sondeo" y/o dentro de la red de superficie) . Estas variables desconocidas pueden incluir una fracción del volumen líquido del bloque de rejilla, relación de gas-petróleo en solución y factor del volumen de formación, solo por mencionar unos pocos ejemplos. Las variables de estado del componente fluido resultantes, tanto medidas como calculadas, son proporcionadas como entradas a las ecuaciones completamente acopladas 24. Tal como se muestra, las ecuaciones completamente acopladas 24 también reciben parámetros flotantes 22, parámetros fijos 26 y datos de caracterización de yacimiento 21 como entradas. Ejemplos de parámetros flotantes 22 incluyen parámetros EOR tales como velocidades de inyección de extracción por gas. Mientras tanto, ejemplos de parámetros fijos 26 incluyen límites de la instalación (un límite de capacidad de producción y un límite de extracción por gas) y velocidades de producción por omisión para pozos individuales. Los datos de caracterización de yacimiento 21 pueden incluir datos geológicos que describen una formación de yacimiento (por ejemplo, datos de registro previamente recopilados durante la perforación y/o previo al registro del pozo) y sus características (por ejemplo, porosidad) .

Las ecuaciones completamente acopladas 24 modelan todo el sistema de producción (yacimientos, pozos y sistema de superficie), y consideran, operaciones EOR y limites de instalación tal como aquí se describe. En algunas modalidades, se utilizan iteraciones de Newton (u otras operaciones de convergencia eficiente) para calcular los valores para los parámetros flotantes 22 utilizados por las ecuaciones completamente acopladas 24 hasta que se logra una solución del sistema de producción dentro de un nivel de tolerancia aceptable. La salida de las ecuaciones completamente acopladas resueltas 24 incluye parámetros operativos del pozo y EOR 28 que hacen honor a los límites de la instalación y EOR. El proceso de simulación 10 se puede repetir para cada uno de una pluralidad de diferentes pasos de tiempo, en donde diversos valores de parámetros determinados para un paso de tiempo determinado son utilizados para actualizar la simulación para el siguiente paso de tiempo.

En al menos algunas modalidades, los parámetros operativos del pozo y EOR 28 emitidos desde el proceso de simulación 10 permiten que la salida de producción desde los pozos corresponda a un límite de producción de la instalación. No obstante, si se exceden los límites EOR, la producción emitida desde los pozos disminuirá con el tiempo debido a que ya no se pueden mejorar. Una vez que se ha determinado la solución dentro de una tolerancia aceptable, se pueden evitar o reducir en número simulaciones adicionales debido a que los niveles de producción se pueden regular hacia arriba o hacia abajo según se necesite para adaptarse a un límite de producción de instalación utilizando pozos de oscilación y/u operaciones EOR disponibles. Tal como se observó previamente, el proceso de simulación 10 puede ser ejecutado para diferentes pasos de tiempo (meses o años en el futuro) a fin de predecir la manera en que el comportamiento de un sistema de producción de hidrocarburos cambiará con el paso del tiempo y la manera de administrar las operaciones EOR.

La figura 2 muestra un sistema de producción de hidrocarburos ilustrativo 100. El sistema de producción de hidrocarburos ilustrado 100 incluye una pluralidad de pozos 104 que se extienden desde un yacimiento 102, donde las flechas que representan los pozos 104 muestran la dirección del flujo de fluido. Una red de superficie 106 transporta el fluido desde los pozos 104 a un separador 110, el cual dirige agua, petróleo y gas a unidades de almacenamiento separadas 112, 114 y 116. La unidad de almacenamiento de agua 112 puede dirigir el agua recolectada de regreso al yacimiento 102 o a alguna otra parte. La unidad de almacenamiento de gas 114 puede dirigir el gas recolectado de regreso al yacimiento 102, a una interfaz de extracción por gas 118, o a algún otro lado. La unidad de almacenamiento de petróleo 116 puede dirigir el petróleo recolectado a una o más refinerías. En diferentes modalidades, el separador 110 y las unidades de almacenamiento 112, 114 y 116 pueden ser parte de una sola instalación o pueden ser parte de múltiples instalaciones asociadas con el sistema de producción de hidrocarburos 100. Aunque solamente se muestra una unidad de almacenamiento de petróleo 116, se debiera entender que se pueden utilizar múltiples unidades de almacenamiento de petróleo en el sistema de producción de hidrocarburos 100. De manera similar, se pueden utilizar múltiples unidades de almacenamiento de agua y/o múltiples unidades de almacenamiento de gas en el sistema de producción de hidrocarburos 100.

En la figura 2, el sistema de producción de hidrocarburos 100 está asociado con un simulador 120 correspondiente al software corrido por una o más computadoras. El simulador 120 recibe parámetros de sistema monitoreados desde diversos componentes del sistema de producción de hidrocarburos 100, y determina diversos parámetros de control para el sistema de producción de hidrocarburos 100. De particular relevancia para la estrategia de administración de velocidad de extracción por gas divulgada, el simulador 120 emite velocidades de extracción por gas para pozos individuales 104. De acuerdo con al menos algunas modalidades, el simulador 120 ejecuta las operaciones del proceso de simulación 10 analizado en la figura 1.

Tal como se muestra, el simulador 120 incluye un administrador de velocidad de extracción por gas 122 que determina las velocidades de extracción por gas para pozos individuales con base en los parámetros de velocidad de producción de pozo 124 y los parámetros hidráulicos 126. En algunas modalidades, al menos algunos de los parámetros de producción de pozo 124 y/o parámetros hidráulicos 126 son ingresados en el simulador 120 como cálculos de valor fijos o mediciones. Mientras tanto, otros de los parámetros de producción de pozo 124 y/o parámetros hidráulicos 126 son parámetros flotantes y son determinados durante la simulación como parte de la solución del sistema de producción. Una vez que se ha determinado la solución, el simulador 120 puede proporcionar velocidades de extracción por gas para pozos individuales a una interfaz de extracción por gas 118 que administra las operaciones de extracción por gas.

En algunas modalidades, las operaciones de administración de velocidad de extracción por gas, divulgadas, asignan de manera óptima gas de extracción disponible a pozos a fin de elevar al máximo la producción de hidrocarburos bajo diversas restricciones de la instalación. En lugar de tratar las velocidades de extracción por gas y las velocidades de producción de pozo como variables de decisión, la operaciones de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas tratan únicamente las velocidades de producción de pozo como variables de decisión, y directamente calculan las velocidades de extracción por gas requeridas. De manera más especifica, las ecuaciones de la instalación de superficie (por ejemplo, ecuaciones hidráulicas de pozo y tubería) son resueltas con condiciones del yacimiento fijas al inicio de un paso de tiempo, para obtener las velocidades de extracción por gas para cada pozo como una función de las velocidades de producción del pozo. Entonces se utiliza un optimizador para optimizar una función de beneficio, sujeto a las restricciones de la instalación, con las velocidades de producción de pozo utilizadas como variables de decisión. Una vez que el optimizador ha calculado las velocidades de producción de pozo para un paso de tiempo, estas velocidades son impuestas como restricciones para la solución del sistema de producción global (yacimiento, pozo y red de superficie) y se pueden ajusfar las velocidades de extracción por gas. Si, por ejemplo, la presión del yacimiento disminuye durante el paso de tiempo (o cambian las movilidades del fluido) de manera que las velocidades de extracción por gas previamente determinadas son insuficientes para mantener la velocidad de producción de pozo deseada, entonces se determinan nuevas velocidades de extracción por gas.

En lugar de ajusfar arbitrariamente las velocidades de extracción por gas, en algunas modalidades, el simulador 120 determina parámetros de producción de velocidad de pozo 124 (incluyendo parámetros EOR) de manera que la salida de producción corresponde a un limite de producción de la instalación. Al fijar las velocidades de producción de pozo individuales de manera que se satisfacen los limites de producción de la instalación, el simulador 120 puede acelerar la convergencia de una solución para parámetros EOR convenientes incluyendo velocidades de inyección de extracción por gas especificas del pozo. Las velocidades de producción del pozo fijas están asociadas con la siguiente ecuación de restricción de velocidad de producción de pozo: Qpí (Qwt, Xwr qgt, Xg) = C± , (1) donde C± es la restricción de velocidad de pozo para un pozo particular (pozo "i"), Qp± en la velocidad de flujo de la fase restringida p en un pozo particular, qwt es la velocidad de flujo de masa total que fluye desde el yacimiento hacia un pozo particular, xw es la composición del fluido que fluye hacia un pozo particular, qgt es la velocidad de flujo de masa total de la extracción por gas para un pozo particular, y xg es la composición del gas de extracción por gas para un pozo particular. La composición de la extracción por gas aplicada a un pozo se puede basar en mediciones/caracterizaciones de la extracción por gas.

A fin de que la velocidad de flujo de masa total de la extracción por gas aplicada a un pozo sea óptima, se debieran considerar parámetros hidráulicos 126. Los parámetros hidráulicos 126 determinan la diferencia entre la presión en el fondo de un pozo y la presión en la parte superior del pozo. Tomando en cuenta esta diferencia, se determina un valor óptimo para la velocidad de flujo de masa total de la extracción por gas aplicada a un pozo (es decir, no más o menos de lo que se necesita) . En algunas modalidades, los parámetros hidráulicos 126 que restringen la producción del pozo están asociados con una ecuación hidráulica de la forma: Pb - Pt =Apb, Pt, qwt, xw, qst, ¾), (2) donde Pb es la presión en el fondo de un pozo particular, y Pt es la presión en la parte superior del pozo particular. Los resultados del uso de las ecuaciones 1 y 2 en el sistema de ecuaciones completamente acopladas 24 es que la solución del sistema de producción determina las velocidades de extracción por gas necesarias para mantener las velocidades de producción de pozo especificadas sin utilizar más o menos gas de extracción por gas de lo necesario. En otras palabras, la producción del pozo es parcialmente una función de la velocidad de extracción por gas. A medida que aumenta la velocidad de la extracción por gas, primero aumenta la velocidad de producción del pozo, alcanza un máximo y después disminuye. Por consiguiente, en algunas modalidades, las operaciones de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas aplican las ecuaciones 1 y 2 para mantener las velocidades de producción de pozo y las velocidades de extracción por gas a sus niveles óptimos.

En algunas modalidades, el lado derecho (Ci) de la ecuación 1 es fijo (el resultado de la ejecución de la optimización con condiciones de yacimiento fijas) . Al utilizar las ecuaciones 1 y 2, el simulador calcula las variables independientes qwt, w> qgtr Pb y Pt- En algunos casos, la composición del gas de extracción por gas xg es conocida o predeterminada (por ejemplo, a partir de otra ecuación en las ecuaciones completamente acopladas 24).

Mientras tanto, la velocidad del flujo de masa total y la composición de los estimados de fluido son calculadas por el simulador. En contraste a otros simuladores que utilizan restricciones de velocidad de extracción por gas fija, la técnica divulgada permite el cálculo de velocidades de extracción por gas con base en velocidades de producción de pozo (permitiendo las velocidades de extracción por gas que se ajustan a si mismas a medida que se vacia el yacimiento) .

Tal como se analizo previamente, las velocidades de producción de pozo seleccionadas pueden basarse en lo limites de producción de la instalación. Por ejemplo, las velocidades de producción de pozo seleccionadas pueden permitir la producción total a partir de un conjunto de pozos de producción para ajustarse a los limites de producción de la instalación. En algunos escenarios, los limites de extracción por gas de la instalación se pueden alcanzar mientras se intenta ajustar a la producción total a partir de un conjunto de pozos de producción con limites de producción de la instalación. En dicho caso, operaciones de extracción por gas adicionales no están disponibles y las velocidades de producción de pozo pueden disminuir con el paso del tiempo. Incluso asi, el administrador de velocidad de extracción por gas 122 proporcionará velocidades de extracción por gas que mantienen la producción total cerca de los limites de producción de la instalación. En la medida en que la producción total no puede ser mejorada mediante operaciones EOR adicionales y/o pozos de oscilación, no se necesitan operaciones de simulación adicionales o se puede reducir al menos la frecuencia de las simulaciones, lo cual ahorra tiempo considerable y reduce costos. Si se determina que la producción puede ser mejorada mediante operaciones EOR adicionales y/o pozos de oscilación sin infringir los límites de producción de la instalación, se pueden ejecutar simulaciones adicionales para determinar nuevas velocidades de producción de pozo así como velocidades de extracción por gas correspondientes. Este proceso puede continuar según se requiera hasta que el sistema de producción se alinea con los límites de la instalación tal como límites de producción, límites de corte de agua, límites de recolección de gas, límites de extracción por gas y/u otros límites.

Las operaciones de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas se pueden combinar con otras operaciones de administración del sistema de producción para asegurar que la producción permanezca cerca de los niveles óptimos sin exceder los límites de la instalación. Con las operaciones de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas, las velocidades de producción del pozo permiten que la producción permanezca en o cerca de los límites de producción de la instalación, incluso si algunos pozos no pueden producir a las velocidades calculadas por el optimizador (por ejemplo, debido a la disminución de la presión, movilidades de fluido cambiantes, y/o a que la velocidad de extracción por gas alcanza el punto donde la extracción por gas adicional no aumenta la producción) .

El sistema y los métodos, aquí descritos se basan, en parte, en datos medidos recopilados a partir de diversos componentes del sistema de producción incluyendo unidades de almacenamiento de fluido, componentes de red de superficie, y pozos, tal como aquellos encontrados en campos de producción de hidrocarburos. Dichos campos generalmente incluyen múltiples pozos productores que proporcionan acceso a los fluidos de yacimiento subterráneos. Los datos de pozo medidos son recopilados con regularidad desde cada pozo productor para rastrear condiciones cambiantes en el yacimiento. La figura 3A muestra un ejemplo de la recopilación de datos desde un pozo de producción. Tal como se muestra, el pozo de producción incluye un barreno 202 que ha sido perforado en la tierra. Dichos barrenos rutinariamente son perforados a 10,000 pies o más de profundidad y pueden estar orientados horizontalmente probablemente a dos veces esa distancia. El pozo de producción también incluye una cabecera de tubería de revestimiento 204 y tubería de revestimiento 206, ambas aseguradas en el lugar mediante cemento 203. Perforaciones 225 se pueden extender en la formación circundante a través de cemento 203 y tubería de revestimiento 206 para facilitar el flujo de fluido dentro del pozo de producción. El dispositivo antierupción (BOP) 208 se acopla a un colector de tubería de revestimiento 204 y cabeza de pozo de producción 210, juntos sellan la cabeza de pozo y permiten que los fluidos sean extraídos desde el pozo en una manera segura y controlada .

El uso de dispositivos de medición permanentemente instalados en el pozo junto con el sistema de extracción por gas facilita el monitoreo y control de operaciones de extracción por gas. En algunas modalidades, diferentes transductores envían señales a la superficie, donde las señales son almacenadas, evaluadas y utilizadas para controlar operaciones de extracción por gas. Los datos de pozo medidos son periódicamente muestreados y recopilados a partir del pozo de producción y combinados con mediciones de otros pozos dentro de un yacimiento, permitiendo que el estado general del yacimiento sea monitoreado y valorado. Estas mediciones (por ejemplo, temperaturas de agujero interior, presiones y velocidades de flujo) se pueden tomar utilizando un número de diferentes instrumentos de fondo de pozo y de superficie. Dispositivos adicionales acoplados en línea con la tubería de producción 212 incluyen un mandril de extracción por gas 214 (para controlar el flujo de gas inyectado dentro de la tubería de producción 212) y obturador 222 (para aislar la zona de producción por debajo del obturador contra el resto del pozo) . Se pueden utilizar dispositivos de medición de superficie adicionales para medir, por ejemplo, la presión de la cabeza de la tubería y la temperatura así como la presión de la cabeza de la tubería de revestimiento.

La figura 3B muestra un diagrama simplificado de un ambiente de extracción por gas ilustrativo, el cual incluye algunos componentes de la figura 3A mientras que se excluyen otros por claridad. Tal como se muestra, el gas es inyectado en el anillo 250 entre la tubería de revestimiento 206 y la tubería de producción 212 a través de un cuello estrecho de extracción por gas 252, el cual regula la presión de inyección del gas. El gas presurizado dentro del anillo 250, el cual está separado de la zona de producción por el obturador 222 pasa a través de la válvula de inyección 254 (montada en el mandril 214) . El gas inyectado reduce la densidad y viscosidad del fluido, reduciendo así el diferencial de presión y facilitando el flujo de fluido a la superficie. En al menos algunas modalidades ilustrativas, se proporcionan válvulas adicionales tales como la válvula 255 para incrementar el flujo de gas durante del proceso de descarga del pozo (por ejemplo, cuando se inicia el flujo dentro de un pozo removiendo la columna de fluido muerto) . La figura 3B muestra el pozo después que se ha completado la descarga y que se ha cerrado la válvula adicional 255. Las válvulas permiten el gas de inyección presurizado dentro de la tubería de producción 212 al mismo tiempo que evitan que el fluido dentro de la tubería fluya de regreso al anillo 250. El fluido que incluye petróleo de formación y gas inyectado fluye a través de la tubería de producción 212 a la superficie y fuera del cuello estrecho de producción 256, el cual regula el flujo del fluido producido que sale del pozo.

Haciendo referencia nuevamente a la figura 3A, el cable 228 proporciona energía a diversos dispositivos de superficie y pozo abajo a los cuales se acopla (por ejemplo, dispositivos de monitoreo de presión, flujo y temperatura de gas y/o fluido), así como trayectorias de señal (eléctricas, ópticas, etc. ) para señales de control desde el panel de control 232 a los dispositivos, y para señales de telemetría recibidas por el panel de control 232 desde los dispositivos. De manera alternativa, los dispositivos se pueden energizar a través de otra fuentes (por ejemplo, batería) con señales de control y telemetría siendo intercambiadas entre el panel de control 232 y los dispositivos de manera inalámbrica (por ejemplo, utilizando comunicaciones acústicas o de radiofrecuencia) o utilizando una combinación de comunicaciones cableadas e inalámbricas. Los dispositivos pueden ser controlados y monitoreados localmente por personal de campo utilizando una interfaz de usuario construida dentro del panel de control 232, o se pueden controlar y monitorear a través de un sistema de computadora 45. La comunicación entre el panel de control 232 y el sistema de computadora 45 puede ser a través de una red inalámbrica (por ejemplo, una red celular), a través de una red cableada (por ejemplo, una conexión cableada a la Internet) , o una combinación de redes inalámbricas y cableadas.

En al menos algunas modalidades ilustrativas, datos de pozo adicionales son recopilados utilizando una herramienta de registro de producción, el cual puede ser bajado por cable dentro de la tubería de producción 212. En otras modalidades ilustrativas, la tubería de producción 212 es retirada primero, y la herramienta de registro de producción entonces es bajada dentro de la tubería de revestimiento 206. En otras modalidades alternativas, una técnica alternativa que en ocasiones es utilizada está en registro con tubería enrollada, en la cual la herramienta de registro de producción se acopla al extremo de la tubería enrollada jalada desde un carrete y empujada pozo abajo por un inyector de tubería colocado en la parte superior de la cabeza de pozo de producción 210. Tal como antes, la herramienta puede ser empujada hacia abajo ya sea en la tubería de producción 212 o la tubería de revestimiento 206 después que la tubería de producción 212 ha sido retirada. Sin considerar la técnica utilizada para introducirla o retirarla, la herramienta de registro de producción proporciona datos adicionales que pueden ser utilizados para complementar los datos recopilados desde los dispositivos de medición de la tubería de revestimiento y la tubería de producción. Los datos de la herramienta de registro de producción pueden ser comunicados al sistema de computadora 45 durante el proceso de registro, o alternativamente pueden ser descargados desde la herramienta de registro de producción después que se recupera el ensamble de herramienta.

En algunas modalidades, el panel de control 232 incluye una unidad de terminal remota (RTU) la cual recopila los datos de los dispositivos de medición pozo abajo y los reenvía a un sistema de adquisición de datos y control de supervisión (SCADA) que es parte del sistema de computadora 45. En la modalidad ilustrativa mostrada, el sistema de computadora 45 incluye un conjunto de servidores en módulos 54 que incluyen varios módulos de procesador, al menos ' algunos de los cuales proporcionan la funcionalidad SCADA antes descrita. Otros módulos de procesador pueden ser utilizados para implementar las operaciones de administración de la velocidad de extracción por gas aqui descritas. El sistema de computadora 45 también incluye la estación de trabajo de usuario 51, la cual incluye un sistema de procesamiento general 46. Ambos, los módulos del procesador del servidor de módulos 54 y el sistema de procesamiento general 46 de preferencia están configurados a través de software, que se muestra en la figura 2A en la forma de un medio de almacenamiento de información, no transitorio (es decir, no volátil), removible 52, para procesar datos recopilados del sistema de producción. El software también puede incluir software descargable al que se tiene acceso a través de una red (por ejemplo, a través de la Internet) . El sistema de procesamiento general 46 se acopla a un dispositivo de despliegue 48 y un dispositivo de entrada de usuario 50 para permitir a una persona operadora interactuar con el software del sistema 52. Alternativamente, el dispositivo de despliegue 48 y el dispositivo de entrada de usuario 50 se pueden acoplar a un módulo de procesamiento dentro del servidor de módulos 54 que opera como un sistema de procesamiento general 46 de la estación de trabajo de usuario 51.

La figura 4 muestra un método de administración de velocidad de extracción por gas 300. El método 300 puede ser ejecutado, por ejemplo, a través de componentes de hardware y software del sistema de computadora 45 o 502 (ver figuras 3A y 6) . El método 300 incluye recopilar datos del sistema de producción en el bloque 302. Ejemplos de datos del sistema de producción incluyen datos de yacimiento, datos de pozo, datos de red de superficie, y/o datos de instalación. En el bloque 304, se ejecuta una simulación con base en los datos recopilados, un modelo de fluido, y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas. En al menos algunas modalidades, la simulación en el bloque 304 corresponde al proceso de simulación 10 descrito en la figura 1 y/o las operaciones del simulador 120 descritas para la figura 2. La simulación calcula el comportamiento del sistema de producción en un tiempo particular o durante un rango de tiempo mientras se aplican varias restricciones. En el bloque 306, la convergencia de una solución es acelerada durante la simulación fijando velocidades de producción de pozo y ajusfando velocidades de extracción por gas tal como aqui se describe. Por ejemplo, en al menos algunas modalidades, el paso del bloque 304 involucra aplicar las ecuaciones 1 y 2 analizadas previamente para determinar las velocidades de extracción por gas como parte de una solución del sistema de producción general restringida por los limites de producción de la instalación, los límites de la extracción por gas de la instalación, y/u otros límites. En el bloque 308, las velocidades de extracción por gas para pozos individuales determinadas en el bloque 306 son almacenadas y/o emitidas para uso con operaciones de extracción por gas.

La figura 5 muestra otro método de administración de velocidad de extracción por gas 400. El método 400 puede ser ejecutado, por ejemplo, a través de componentes de hardware y software del sistema de computadora 45 o 502 (ver figuras 3A y 5) . El método 400 incluye seleccionar las velocidades de producción del pozo para ajustarse a un límite de producción de la instalación en el bloque 402. En el bloque 404, las velocidades de extracción por gas son ajustadas para mantener las velocidades de producción de pozo seleccionadas, donde las velocidades de extracción por gas están restringidas por una ecuación de restricción de velocidad de pozo y una ecuación hidráulica tal como aquí se describe. En el bloque 406, las velocidades de extracción por gas continúan siendo ajustadas a menos que se tome una determinación respecto a que la producción puede ser mejorada agregando pozos de producción y/u operaciones EOR. En el escenario en el cual se puede mejorar la producción, los límites de producción de la instalación no están siendo cumplidos por el conjunto actual de pozos de producción y operaciones EOR. En dicho caso, se pueden implementar nuevos pozos de producción y/u operaciones EOR en el sistema de producción y el método 400 seria ejecutado una vez más para determinar velocidades de extracción por gas apropiadas. Por supuesto, alternativamente se puede determinar que nuevos pozos de producción y/u operaciones EOR no ameritan el costo adicional para elevar al máximo los limites de producción de la instalación.

La figura 6 muestra una interfaz de control ilustrativa 500 conveniente para un sistema de producción de hidrocarburos tal como el sistema 100 de la figura 2. La interfaz de control ilustrada 500 incluye un sistema de computadora 502 acoplado a una interfaz de adquisición de datos 540 y una interfaz de almacenamiento de datos 542. El sistema de computadora 502, la interfaz de almacenamiento de datos 542, y la interfaz de adquisición de datos 540 pueden corresponder a componentes del sistema de computadora 45 y/o panel de control 232 de la figura 3B. En al menos algunas modalidades, un usuario puede interactuar con el sistema de computadora 502 a través del teclado 534 y dispositivo de señalamiento 535 (por ejemplo, un ratón) para enviar comandos y datos de configuración a uno o más componentes de un sistema de producción.

Tal como se muestra, el sistema de computadora 502 incluye un subsistema de procesamiento 530 con una interfaz de despliegue 552, un transceptor de telemetría 554, un procesador 556, una interfaz periférica 558, un dispositivo de almacenamiento de información 560, una interfaz de red 562 y una memoria 570. El bus 564 acopla cada uno de estos elementos entre sí y transporta sus comunicaciones. En algunas modalidades, el transceptor de telemetría 554 permite al subsistema de procesamiento 530 comunicarse con dispositivos de fondo de pozo y/o de superficie (ya sea directa o indirectamente) , y la interfaz de red 562 permite las comunicaciones con otros sistemas (por ejemplo, una instalación de procesamiento de datos central a través de la Internet) . De acuerdo con modalidades, la entrada del usuario recibida a través del dispositivo de señalamiento 535, teclado 534, y/o interfaz periférica 558 son utilizadas por el procesador 556 para ejecutar operaciones de administración de velocidad de extracción por gas tal como aquí se describe. Además, instrucciones/datos de la memoria 570, dispositivo de almacenamiento de información 560, y/o interfaz de almacenamiento de datos 542 son utilizados por el procesador 556 para ejecutar operaciones de administración de velocidad de extracción por gas tal como aquí se describe.

Tal como se muestra, la memoria 570 comprende un módulo de simulador 572 que incluye el módulo de administración de velocidad de extracción por gas 574. ?? modalidades alternativas, el módulo de administración de velocidad de extracción por gas 574 y el módulo de simulador 572 son módulos separados en comunicación entre si. El módulo de simulador 572 y el módulo de administración de velocidad de extracción por gas 574 son módulos de software que, cuando son ejecutados, ocasionan que un procesador ejecute las operaciones descritas para el proceso de simulación 10 de la figura 1 y el simulador 120 de la figura 2. Tal como se muestra, el módulo de administración de velocidad de extracción por gas 574 puede determinar velocidades de extracción por gas con base en parámetros de velocidad de producción de pozo 124, parámetros hidráulicos 126, y límites de la instalación tal como se describió previamente. Ejemplos de límites de la instalación incluyen límites de velocidad de producción de la instalación, límites de velocidad del gas de la instalación, límites de corte de agua, y/u otros límites. Una vez que las velocidades de extracción por gas han sido determinadas por el módulo de administración de velocidad de extracción por gas 574, el sistema de computadora 502 almacena los valores y/o proporciona las velocidades de extracción por gas a componentes del sistema de producción (por ejemplo, interfaz de extracción por gas 118 de la figura 2) que controlan la aplicación de extracción por gas a pozos individuales.

En algunas modalidades, las velocidades de extracción por gas determinadas e información relacionada pueden ser desplegadas a un operador del sistema de producción para revisión. Alternativamente, las velocidades de extracción por gas determinadas pueden ser utilizadas para controlar automáticamente operaciones de extracción por gas de un sistema de producción. En algunas modalidades, las operaciones de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas son utilizadas para planear o adaptar un nuevo sistema de producción antes que comience dicha producción. Alternativamente, las v operaciones de administración de velocidad de extracción por gas divulgadas son utilizadas para optimizar operaciones de un sistema de producción que ya está produciendo.

Otras modificaciones, equivalentes y alternativas numerosas serán aparentes para aquellos expertos en la técnica una vez que se aprecie en su totalidad la divulgación anterior. Por ejemplo, aunque al menos algunas modalidades de software han sido descritas como incluyendo módulos que ejecutan funciones especificas, otras modalidades pueden incluir módulos de software que combinan las funciones de los módulos aquí descritos. También, se anticipa que a medida que aumenta el desempeño del sistema de computadora, puede ser posible en el futuro implementar las modalidades basadas en software antes descritas utilizando hardware mucho más pequeño, haciendo posible ejecutar las operaciones de administración de velocidad de extracción por gas descritas utilizando sistemas en sitio (por ejemplo, sistemas operados dentro de un camión de registro de pozo en el yacimiento) . Adicionalmente, aunque al menos algunos elementos de las modalidades de la presente divulgación se describen dentro del contexto del monitoreo de datos en tiempo real, los sistemas que utilizan datos previamente registrados (por ejemplo, sistemas de "reproducción de datos") y/o datos simulados (por ejemplo, simuladores de entrenamiento) también están dentro del alcance de la divulgación. Se pretende que las siguientes reivindicaciones sean interpretadas para abarcar todas esas modificaciones, equivalentes y alternativas donde aplique.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCION Habiendo descrito la presente invención, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. - Un método para administración de administración de extracción por gas, que comprende: recopilar datos del sistema de producción; ejecutar una simulación con base en los datos recopilados, un modelo de fluido, y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; acelerar la convergencia de una solución para la simulación seleccionando velocidades de producción de pozo y ajustando velocidades de extracción por gas; y almacenar las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con operaciones de extracción por gas del sistema de producción.

2. - El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: determinar una diferencia entre la presión en un fondo del pozo y la presión en una parte superior del pozo; y utilizar la diferencia para optimizar las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las velocidades de producción de pozo seleccionadas están basadas en un limite de producción de la instalación, y en donde las velocidades de extracción por gas están restringidas por un límite de extracción por gas de la instalación con prioridad superior que el límite de velocidad de producción de la instalación.

4. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque cada una de las velocidades de producción de pozo seleccionadas está basada en una solución para el conjunto de ecuaciones completamente acopladas que utiliza condiciones de yacimiento fijas.

5. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque cada una de las velocidades de producción de pozo seleccionadas está basada en una ecuación de restricción de velocidad de producción del pozo: Qpi (<7w Qgt-> Xg) ~ C| donde C, es la restricción de velocidad del pozo para el pozo i, Qp¡ es la velocidad de flujo de la fase restringida p en el pozo i, qwt es la velocidad del flujo de masa total que fluye desde el yacimiento hacia el pozo i, xw es la composición del fluido que fluye hacia el pozo i, qgí es la velocidad de flujo de la masa total de extracción por gas para el pozo i, y xg es la composición del pozo de extracción por gas para el pozo i.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la ejecución de la simulación comprende seleccionar un valor para C± utilizando condiciones de yacimiento fijas, seleccionando un valor predeterminado para xg, y resolviendo para qwt, xw, y qgt.

7. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque se realiza la ejecución de al menos una iteración de una simulación del sistema de producción en respuesta a la determinación de que la solución es sub-óptima, y la selección de nuevas velocidades de producción del pozo con base en al menos una iteración.

8. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicha selección y dicho ajuste están basados en una ecuación de restricción de velocidad de pozo, una ecuación hidráulica, limites de producción de la instalación, y limites de extracción por gas de la instalación .

9. - Un sistema de administración de velocidad de extracción por gas, que comprende: una memoria que tiene un módulo de administración de velocidad de extracción por gas; y uno o más procesadores acoplados a la memoria, en donde el módulo de administración de velocidad de extracción por gas, cuando se ejecuta, ocasiona que uno o más de los procesadores : ejecuten una simulación del sistema de producción con base en un modelo de fluido y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; aceleren la convergencia de una solución para la simulación del sistema de producción seleccionando velocidades de producción del pozo y ajustando velocidades de extracción por gas; y almacenen las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con operaciones de extracción por gas del sistema de producción.

10. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el módulo de administración de velocidad de extracción por gas, cuando se ejecuta, ocasiona que uno o más de los procesadores: determinen una diferencia entre la presión en un fondo del pozo y la presión en una parte superior del pozo; y utilicen la diferencia para optimizar las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución.

11. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con la reivindicación 9, que además comprende una interfaz de control de extracción por gas que ejecuta operaciones de extracción por gas con base en las velocidades de extracción por gas almacenadas.

12. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con la reivindicación 9, que además comprende una interfaz de adquisición de datos que recopila datos del pozo, datos de la red de superficie, y datos de la instalación, en donde al menos algunos de los datos recopilados son utilizados para seleccionar las velocidades de producción del pozo.

13. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la simulación selecciona las velocidades de producción de pozo con base en una ecuación de restricción de velocidad de producción del pozo: Qpi (<7w/> X\V) tfgt) %g) ~ C¡ donde C, es la restricción de velocidad del pozo para el pozo i Qpi es la velocidad de flujo de la fase restringida p en el pozo i, qwt es la velocidad del flujo de masa total que fluye desde el yacimiento hacia el pozo i, xw es la composición del fluido que fluye hacia el pozo i, qgt es la velocidad de flujo de la masa total de extracción por gas para el pozo i, y xg es la composición del pozo de extracción por gas para el pozo i.

14. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la simulación selecciona un valor para Ci utilizando condiciones de yacimiento fijas, selecciona un valor predeterminado para xg, y resuelve para qwt, xw, y qgt.

15. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizado porque las velocidades de producción de pozo seleccionadas están restringidas por un limite de producción de la instalación, y en donde las velocidades de extracción por gas están restringidas por un limite de extracción por gas de la instalación con prioridad superior que el limite de velocidad de la producción de la instalación .

16. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizado porque el módulo de administración de la velocidad de extracción por gas, cuando se ejecuta, permite el cálculo de las velocidades de extracción por gas con base en las velocidades de producción del pozo, en donde las velocidades de extracción por gas se ajustan propiamente dicho a medida que se vacia un yacimiento .

17. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizado porque el módulo de administración de la velocidad de extracción por gas, cuando se ejecuta, ocasiona que uno o más procesadores ejecuten al menos una iteración de una simulación del sistema de producción en respuesta a la determinación de que la solución es sub-óptima, y que seleccionen nuevas velocidades de producción del pozo con base en la simulación.

18. - El sistema de administración de velocidad de extracción por gas de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizado porque el módulo de administración de la velocidad de extracción por gas, cuando se ejecuta, ocasiona que uno o más procesadores seleccionen las velocidades de producción del pozo y que ajusten las velocidades de extracción por gas con base en una ecuación de restricción de velocidad de pozo, una ecuación hidráulica, limites de producción de la instalación, y límites de extracción por gas de la instalación.

19. - Un medio legible por computadora no transitorio que almacena software de administración de velocidad de extracción por gas, en donde el software, cuando es ejecutado, ocasiona que una computadora: ejecute una simulación del sistema de producción con base en un modelo de fluido y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; acelere la convergencia de una solución para la simulación del sistema de producción seleccionando velocidades de producción del pozo y ajustando velocidades de la extracción por gas; y almacene las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con operaciones de extracción por gas del sistema de producción.

20.- El medio legible por computadora no transitorio de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el software, cuando es ejecutado, además ocasiona que la computadora : determine una diferencia entre la presión en un fondo del pozo y la presión en una parte superior del pozo; y utilice la diferencia para optimizar las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución; en donde las velocidades de producción del pozo seleccionadas y las velocidades de extracción por gas ajustadas están restringidas por una ecuación de restricción de velocidad de pozo, una ecuación hidráulica, limites de producción de la instalación, y limites de extracción por gas de la instalación. RESUMEN DE LA INVENCION Un método divulgado para la administración de la velocidad de extracción por gas incluye recopilar datos del sistema de producción. El método también incluye ejecutar una simulación con base en los datos recopilados, un modelo de fluido, y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; el método también incluye acelerar la convergencia de una solución para la simulación seleccionando velocidades de producción del pozo y ajustando velocidades de extracción por gas; el método también incluye almacenar las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con las operaciones de extracción por gas del sistema de producción; un sistema de administración de velocidad de extracción por gas divulgado incluye una memoria que tiene un módulo de administración de velocidad de extracción por gas y uno o más procesadores acoplados a la memoria; el módulo de administración de velocidad de extracción por gas, cuando es ejecutado, ocasiona que uno o más procesadores: ejecuten una simulación del sistema de producción con base en un modelo de fluido y un conjunto de ecuaciones completamente acopladas; aceleren la convergencia de una solución para la simulación del sistema de producción seleccionando velocidades de producción del pozo y ajustando velocidades de extracción por gas; y almacenen las velocidades de extracción por gas determinadas para la solución para uso con operaciones de extracción por gas del sistema de producción.