BRPI0709899A2 - métodos para determinar as contribuições de poços individuais para a produção de um grupo de poços e de um ou mais segmentos de uma região de afluxo segmentada de um poço multizonal e/ou multilateral para a produção de um grupo de segmentos de um poço multizonal e/ou multilateral e/ou de um grupo de poços - Google Patents
métodos para determinar as contribuições de poços individuais para a produção de um grupo de poços e de um ou mais segmentos de uma região de afluxo segmentada de um poço multizonal e/ou multilateral para a produção de um grupo de segmentos de um poço multizonal e/ou multilateral e/ou de um grupo de poços Download PDFInfo
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Abstract
<B>MéTODOS PARA DETERMINAR AS CONTRIBUIçõES DE POçOS INDIVIDUAIS PARA A PRODUçãO DE UM GRUPO DE POçOS E DE UM OU MAIS SEGMENTOS DE UMA REGIãO DE AFLUXO SEGMENTADA DE UM POçO MULTIZONAL E/OU MULTILATERAL PARA A PRODUçãO DE UM GRUPO DE SEGMENTOS DE UM POçO MULTIZONAL E/OU MULTILATERAL E/OU DE UM GRUPO DE POçOS<D>A presente invenção se refere a um método que permite a determinação da contribuição um poço para a produção de um grupo de poços cujas correntes produzidas de efluentes de poço são mescladas e transportadas, via um conjunto de separação, em correntes pelo menos nominalmente separadas de óleo bruto, gás natural e água, com base em medidas de produção feitas nas correntes nominalmente separadas de óleo bruto, gás natural e água a jusante do conjunto de separação (separador de produção e/ou de massa), e na ausência de uma instalação dedicada de testede poço para a medição direta da produção a partir de um poço testado.
Description
"MÉTODOS PARA DETERMINAR AS CONTRIBUIÇÕES DE POÇOSINDIVIDUAIS PARA A PRODUÇÃO DE UM GRUPO DE POÇOS E DEUM OU MAIS SEGMENTOS DE UMA REGIÃO DE AFLUXOSEGMENTADA DE UM POÇO MULTIZONAL E/OU MULTILATERALPARA A PRODUÇÃO DE UM GRUPO DE SEGMENTOS DE UM POÇOMULTIZONAL E/OU MULTILATERAL E/OU DE UM GRUPO DEPOÇOS"
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
A presente invenção se refere a um método para determinar ascontribuições de poços individuais para a produção de um grupo de poçose/ou de segmentos de poço individuais para a produção de um poço e/ou umgrupo de poços.
Tipicamente, correntes de fluido efluentes de poço produzidaspor poços individuais de um grupo de poços são mescladas em um coletor(distribuidor) e encaminhadas via um conjunto de estabilização e separação defluido (compreendendo um ou mais separadores de produção ou em massa). Ofluido de efluente do poço é separado no separador de produção em correntesnominalmente monofásicas de óleo, água, e/ou outros fluidos (ouopcionalmente, uma fase líquida bruta compreendendo óleo e água, e umafase gasosa). Os fluidos monofásicos separados são depois dissoencaminhados para os condutos de saída do separador de produção paramedição, transporte e vendas.
Um problema associado com a gestão de fluxo de fluido nassaídas do separador de produção é que este fluxo de fluido provém daprodução mesclada (ou "escoamento") a partir de alguns ou todos os poços dogrupo e à primeira vista os dados de medição não proporcionam informação arespeito da produção de óleo, água e gás (ou líquido e gás) pelos poçosindividuais. Medidores de efluentes de poço multifásicos são freqüentementemuito caros, têm um invólucro de operação muito restrito e são muitocomplexos para instalar em linhas de fluxo de poço individuais para permitirque componentes individuais de óleo, água e gás da produção de poço sejammedidos continuamente em tempo real, particularmente porque a composiçãode efluente do poço e as características de fluxo associadas podem variarsignificativamente pela vida do poço. Além disso medidores de efluentes depoço multifásicos podem requerer calibração na partida e/ou tempos emtempos. Consequentemente, a produção de fluidos pelos poços individuaisnão é costumeiramente rastreada de modo precisamente contínuo, ou emtempo real ou instantaneamente. Costumeiramente, uma instalação de teste depoço é consequentemente tornada disponível para ser compartilhada entre umgrupo de poços. As produções dos poços são encaminhadas individualmentede cada vez para a instalação de teste de poço em que os componentesindividuais de óleo, água e gás da produção são determinados diretamente,sem interrupção da produção dos outros poços, e usados como representantesda produção do poço durante a produção normal.
Instalações de teste de poço e seus distribuidores de válvula deencaminhamento de produção de poço associados, apesar de seremcompartilhadas por todos os poços no grupo de poços, são comumenteencaradas como sendo caras, volumosas e difíceis de operar e manter. Emmuitos casos, tais instalações de teste de poço não estão disponíveis.
No caso em que instalações de teste de poço não estãodisponíveis, produções de poços individuais nominais podem ser estimadasconvencionalmente por três métodos. O primeiro método (A) é o métodosimples de produzir cada poço individualmente de cada vez, enquanto todosos outros poços estão fechados para produção, resultando assim em umapostergação significante da produção.
Uma segunda abordagem (B) é o "teste de acesso superposto",ou seja, testando um poço e estabelecendo sua produção nominal, e emseguida pondo um segundo poço em produção, computando assim a produçãonominal estimada do segundo poço por subtração da produção nominal doprimeiro poço da produção medida enquanto o segundo poço estava tambémproduzindo e assim por diante.
Um terceiro método (C) é "teste por diferença" ("TBD"), aprática de obturar um poço e medir a diferença conseqüente na produçãomesclada antes e depois da obturação do poço. A diferença dos níveis deprodução é então uma estimativa da produção nominal do poço. O método (C)causa menos postergação de produção que os métodos (A) e (B)5 mas nãoobstante tem desvantagens, incluindo a postergação de produção do poçotestado durante o período de teste.
O pedido de patente internacional WO03/046485 descreve umsistema de teste de poço e medição de produção, em que a produçãoacumulada de poços de todo um campo é medida a jusante de um separadorde produção no qual as frações produzidas de óleo bruto, água, gás natural,sólidos e/ou condensados são separadas e o escoamento e as composição doóleo bruto produzido e/ou outras frações podem ser monitorados comprecisão. Esta medição precisa da produção acumulada de poços de todo umcampo é feita simultaneamente, e comparada com medidas menos precisas amontante de medições de fluxo efluente de poço que são tomadassimultaneamente em cada poço individual.
O pedido de patente Internacional da requerentePCT/EP2005/055680, depositado em dia 1 de novembro de 2005, "Methodand system for determining the contributions of individual wells to theproduction of a cluster of well" descreve um método e sistema que são daquipor diante chamados de "Monitoramento em Tempo Real de Universo deProdução" (PU RTM).
O método PU RTM permite estimativa precisa em tempo realdas contribuições de poços individuais para a produção mesclada total de umgrupo de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, com base em modelos de poçoderivados de dados de teste de poço e atualizados regularmente usando dadosdinâmicos de produção mesclada.
No método PU RTM conhecido a partir do pedido de patenteInternacional PCT/EP2005/055680 "modelos de estimativa de produção depoço" ou "impressões digitais" são feitos para identificar a produção de poçosindividuais sob de uma variedade de condições operacionais com base em"Testes de Poços Deliberadamente Perturbados" ("DDWTs") usando poçoinstalações de teste de poço dedicadas. Os DDWTs são testes de poço nosquais o poço testado é encaminhados a uma instalação de teste de poçodedicada, e em seguida perturbado para ativar sua dinâmica intrínseca e paraproduzir a taxas de produção múltiplas por toda sua faixa operacionalpotencial. Os "modelos de estimativa de produção de poço" gerados são entãousados em conjunto com um sistema de reconciliação dinâmico para estimarcom precisão produções de produções de poços individuais continuamente emtempo real. Porém, em muitos casos, nenhuma instalação de teste de poço estádisponível, e a interrupção da produção do resto dos poços em um grupo depoços, para medir diretamente a produção de um poço usando medições deprodução a jusante do conjunto de separação (separador de produção) não épermissível devido à conseqüente postergação de produção.
E um objetivo da presente invenção prover um método e umsistema os quais permitem a determinação da contribuição um poço para aprodução de um grupo de poços de que as correntes produzidas de efluentesde poço são mescladas e encaminhadas via um conjunto de separação emcorrentes pelo menos nominalmente separadas de óleo bruto, gás natural eágua, com base em medições de produção feitas nas correntes nominalmenteseparadas de óleo bruto, gás natural e água a jusante do conjunto de separação(separador de produção e/ou de massa), e na ausência de uma instalação deteste de poço dedicada para a medição direta da produção a partir de um poçotestado.SUMÁRIO DA INVENÇÃO
De acordo com um aspecto da invenção é previsto um métodopara determinar as contribuições de poços individuais para a produção de umgrupo de poços cujas correntes de efluente de poço são mescladas eencaminhadas por um conjunto de separação de fluido em condutos de saídade fluido para transporte de correntes pelo menos parcialmente separadas deóleo bruto, gás e/ou outros fluidos, o método compreendendo:
a) prover medidores de fluxo para medir fluxo de fluido noscondutos de saída de fluido do conjunto de separação de fluido, e proverequipamento de monitoramento de poço para monitorar uma ou maisvariáveis de produção, tais como de pressão e/ou outras características,relativas a corrente de efluente de poço flui de poços individuais;
b) testar seqüencialmente poços do grupo de poços executandoum teste de poço durante o qual a produção de um poço testado é variada;
c) monitorar durante a etapa b, uma ou mais variáveis deprodução pelo equipamento de monitoramento e medir simultaneamente pormeio dos medidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjunto deseparação de fluido qualquer variação do padrão de fluxo de efluentesproduzidos pelo grupo de poços, incluindo os poço testado, e obter a partir davariação medida uma estimativa da produção do poço testado durante o testede poço;
d) derivar das etapas b e c, um modelo de estimativa deprodução de poço para cada poço testado, modelo este que provê umacorrelação entre variações de uma ou mais variáveis de produção monitoradaspelo equipamento de monitoramento e a estimativa da produção do poçodurante o teste de poço como medido pelos medidores de fluxo;
e) produzir óleo e/ou gás a partir do grupo de poços enquantoum padrão de fluxo de fluido dinâmico das correntes de efluente de poçoacumuladas produzidos pelo grupo de poços é medido por meio dosmedidores de fluxo e uma ou mais variáveis de produção de cada poço é(são)monitorada(s) pelo equipamento de monitoramento de poço;
f) calcular durante a etapa e, uma contribuição estimada decada poço para a produção de fluidos pelo grupo de poços com base nasvariáveis de produção monitoradas pelo equipamento de monitoramento depoço e o modelo de estimativa de produção de poço derivado na etapa d;
g) calcular um padrão de fluxo dinâmico estimado nas saídasde fluido do conjunto de separação de fluido por um período de temposelecionado acumulando as contribuições estimadas de cada um dos poçosfeitas de acordo com a etapa f pelo do período de tempo selecionado; e
h) ajustar iterativamente de tempos em tempos para cada poço,o modelo de estimativa de produção de poço para esse poço até que, atravésdo período de tempo selecionado, o padrão de fluxo dinâmico estimadoacumulado calculado de acordo com a etapa g, substancialmente se conjugacom o padrão de fluxo de fluido dinâmico monitorado que é monitorado pelosmedidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjunto de separaçãode fluido.
Opcionalmente, o grupo de poços compreende uma série de ηpoços i, de tal modo que ι = 1,2,3,..., η e a etapa h compreende as etapas de
- expressar o modelo de estimativa de produção de poço paracada poço i como yi(t) = fi(uu(t),u2i(t)...) onde é yit) é o padrão de fluxo doefluente de poço do poço / como monitorado no tempo t, e un, u2i ... sãovariáveis de produção do poço i, tais como pressão e/ou outras característicasrelativas à corrente de efluente de poço no poço monitorado durante o teste depoço durante a produção de poço normal pelo equipamento de monitoramentodo poço i;
-expressar o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado nassaídas de fluidos do conjunto de separação de fluido como
<formula>formula see original document page 7</formula>em que J1. são coeficientes ponderais inicialmente desconhecidos que sãouniformes através do período de tempo selecionado;
- expressar o padrão de fluxo de fluido monitorado que émedido pelos medidores de fluxo nos condutos de saída do conjunto deseparação como y(t) monitorado;
- comparar monitorado com y(t) estimado e
- estimar um valor de cada dos coeficientes ponderais Ji porvariando iterativamente os coeficientes ponderais J1 até que y(í) estimadoiguala substancialmente y(t) monitorado.
Em tal caso um processo de reconciliação matemático pode serusado para obter o valor de cada dos coeficientes ponderais
Cada um dos poços do grupo de poços pode ser testado paracaracterização executando uma série de ações durante as quais a produção deum poço testado é variada, incluindo fechamento na produção do poço por umperíodo de tempo, e então a produção do poço testado é iniciada em etapas detal modo que o poço testado é induzido a produzir a taxas de produçãomúltiplas por uma faixa de operação potencial normal do poço, teste este queé chamado de teste de poço deliberadamente perturbado por diferença(DDWTBD).
Além disso, uma seqüência de testes de poços pode serexecutada de tal modo que seqüencialmente cada um dos poços do grupo depoços é testado para caracterização fechando inicialmente em todos os poçosno grupo, e subseqüentemente começando por um poço de cada vez, emseqüência, com poços individualmente iniciados em etapas para produzir ataxas de produção múltiplas pela faixa de operação potencial normal gama dopoço, cuja seqüência de testes de poço é chamada de teste de produçãodeliberadamente perturbado (DDPT) a partir de cujos testes de poço:
- uma estimativa da produção de um primeiro poço a seriniciado é obtida diretamente do teste de poço do primeiro poço, e o modelode estimativa de produção de poço é calculado para esse poço
- a produção do segundo poço a ser iniciado é derivada dasubtração da produção do primeiro poço usando o modelo de poço doprimeiro poço já estabelecido e
- a produção e o modelo de estimativa de produção de poço doterceiro e qualquer poço subseqüentemente iniciado são computados emseqüência de seus inícios, obtendo assim o modelo de estimativa de produçãode poço de cada poço do grupo de poços.
Opcionalmente o modelo de estimativa de produção de poçopara cada um dos poços é construído combinando dados provenientes de:
- executar um ensaio de teste por diferença (TBD), pelo queuma produção de poço base é estabelecida interrompendo a produçãoindividual de poço por um período de tempo, enquanto se monitora por meiodos medidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjunto deseparação de fluido, a variação do padrão de fluxo de efluentes produzidospelo grupo de poços, obtendo assim uma estimativa da produção de poço basedo poço testado, e
- executar um teste de produção deliberadamente perturbadoprolongado (eDDPT) durante o qual as medidas pelos medidores de fluxo noscondutos de saída de fluido do conjunto de separação de fluido são registradaspor um período de tempo juntamente com as quantidades mensuráveis emtodos os poços;
- os modelos de estimativa de produção de poço para todos ospoços do grupo de poços são construídos simultaneamente para prover ummelhor ajuste aos dados de TBD e de eDDPT coletados.
Cada modelo de estimativa de produção de poço pode ter umaparte estática e uma dinâmica e a parte estática é construída comparando oresultado de uma pluralidade de aproximações de ajuste de curva alternativase a parte dinâmica é construída comparando o resultado de uma pluralidade deaproximações de identificação dinâmicas alternativas.
Se dois ou mais conjuntos de dados de teste de poçoacumulados durante um período de tempo estão disponíveis, então,opcionalmente os "modelos de estimativa de produção de poço" podemincorporar um "fator de declínio de poço" que vai ser uma função do tempo.O fator de declínio é computado como um melhor ajuste para permitir que os"modelos de estimativa de produção de poço" reflitam o declínio de produçãode poço devido a uma diminuição inerente do potencial de poço como umafunção da produção cumulativa do poço.
Os testes "DDPTBD" ou "TBD" mais "eDDPT" podem ambosou em combinação, ser usados para gerar "modelos de estimativa de produçãode poço" para cada poço em um grupo de poços com produção mescladacanalizada em um separador de produção com medições em seus fluxos desaída monofásicos. E notado que os dados de "eDDPT" não precisam serobtidos a partir de teste dedicado, mas freqüentemente ser obtidos diretamentea partir do registro de produção histórico do grupo de poços.
E observado que os testes opcionais "DDWTBD", "TBD" e/ou"eDDPT" se aplicam a dois casos especiais específicos porémeconomicamente importantes. O primeiro caso especial é aquele de poços deprodução de óleo e gás que têm múltiplas zonas produtoras individuais, cadaum com seus próprios dispositivos de controle de produção e medição. Osegundo caso especial é aquele onde múltiplos poços submarinoscompartilham um único oleoduto para se instalações de produção nasuperfície, e que não têm nenhuma instalação de teste de poço submarina ouoleoduto dedicado para encaminhar o fluxo a partir de poços individuais parainstalações de teste de poço na superfície. Em ambos os casos acima, ométodo de acordo com a invenção é essencial para permitir poço a derivaçãode "modelos de estimativa de produção de poço (ou zona)" de cada poçoindividual no grupo de poços, a uma postergação aceitável de produção quepor sua vez permite o monitoramento de produção contínuo em tempo real dezonas de poço ou poços submarino individuais.
Opcionalmente os métodos (A), (B) e (C) acima, em particularos métodos (B) e (C), podem ser incorporados no método de acordo com ainvenção.
Em uma modalidade preferida da invenção, é feito uso demedições instantâneas ou em tempo real comumente disponíveis em cadasuperfície ou poço submarino ou zona de sub-superfície, preferivelmente umaou mais das seguintes medições: pressões e temperaturas na cabeça datubulação do poço ou na cabeça do revestimento ou na linha de fluxo ou natubulação furo abaixo ou na região anular; posições da válvula deestrangulamento de poço submarino, posições de válvula de controle deintervalo de zona de sub-superfície e medições de energia aplicada parasustentação artificial da produção de poço individual, incluindo fluxos deinjeção de gás de sustentação ou fluido hidráulico, potência de bomba elétricasubmersível ou bomba de jato e assim por diante.
De acordo com outro aspecto da invenção é previsto ummétodo de acordo com a reivindicação 14 para determinar as contribuições deum ou mais segmentos de uma região de afluxo segmentada de um poçomultizonal e/ou multilateral para a produção do poço multizonal e/oumultilateral e/ou de um grupo de poços.
Estas e outras modalidades, vantagens e características dométodo de acordo com a invenção são descritas nas reivindicações anexas,resumo e na descrição detalhada seguinte de uma modalidade preferida dométodo de acordo com a invenção na qual referência é feita aos desenhosanexos.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
A flg. 1 mostra esquematicamente um sistema de produção deóleo bruto e/ou gás natural compreendendo um grupo de poços; eA fig. 2 ilustra um poço multizonal com segmentos queformam regiões de afluxo diferentes.
DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES PREFERIDAS DAINVENÇÃO
Uma modalidade preferida da computação do "modelo deestimativa de produção de poço" seja a partir de "TBD" para cada poço, e um"eDDPT", ou a partir de um conjunto de "DDWTBD" para cada poço, écomo segue:
- O grupo de poços pode compreender uma série de η poços deindexados / = 1, 2,..., neo método pode compreender as etapas de
- expressar o "modelo de estimativa de produção de poço"para cada poço i como y,-(t)= αi + ƒi(βi, u1i(t), U2i(t),...) em que o vetor yi(t) é opadrão de fluxo de fluido do efluente de poço do poço ι como monitorado aolongo de todo o período de tempo / do teste de poço, uu(t), u2i(t),... sãomedições dinâmicas no poço ι que são determinadas durante o teste de poço, eαi + ƒi(βi, u1i(t), U2i(t),...) é o "modelo de estimativa de produção de poço"(alternativamente impressão digital dinâmica/função matemática)relacionando y1(t) com u1i(t), u2i(t),... parameterizado pelos vetores αi e βi, com(βi,u1, u2i,...) para todos βi para algum conjunto nominal de mediçõesoperativas de poço üh ü2i,.... Nesta incorporação da matemática, ƒi(βi, U1i(t),u2l(t),...) pode ser visto como o "ganho" do "modelo de estimativa deprodução de poço" em torno do ponto operacional nominal üh ü2h... e a, podeser visto como a "polarização" ou "desvio" ou "âncora" em torno deste pontooperacional e a função ƒ1(βi, U1(t), u2i(t),...) pode ser linear ou não linear masem todo caso parameterizada pelo vetor βi,
- computar Oi a partir de um "TBD" no poço i para poços, viaum processo de subtração e rateio direto e computar depois disso βisimultaneamente para todos os poços a partir de dados "eDDPT", porexemplo, via um melhor ajuste matemático usando mínimos quadrados;- ou, opcionalmente, computar ai e Bi a partir de um"DDWTBD" para cada poço, por exemplo, via um melhor ajuste matemáticousando mínimos quadrados.
O procedimento precedente é explicado aqui abaixo.
O "modelo de estimativa de produção de poço" obtido a partirdas etapas precedentes para cada poço individual pode ser inserido então em"PU RTM".
A fig.l mostra esquematicamente um sistema de produção deóleo bruto e/ou gás natural compreendendo um grupo de poços, incluindopoços 1 e 2. Nenhuma instalação de teste de poço dedicada onde a produçãode um poço pode ser separadamente e diretamente medida, sem interrupçãona produção dos outros poços, está disponível.
O poço 1 (típico para o poço 2, e os outros poços) compreendeum revestimento de poço 3 preso em um furo de sondagem na formaçãosubterrânea 4 e uma tubulação de produção 5 que se estende a partir dasuperfície até a formação subterrânea. O poço 1 inclui ainda uma cabeça depoço 10 dotada de equipamento de medição de poço, tipicamente umtransmissor de pressão 13 para medir Pressão na Cabeça da Tubulação (THP).Opcionalmente, pode haver um transmissor de Pressão de Linha de Fluxo(FLP) 14, ou medição de fluxo de gás de sustentação 12, ou manômetros desub-superfície e/ou outro equipamento de medição de produção furo abaixodisponível, por exemplo um Manômetro de Tubulação Furo Abaixo (DTP) 18(também Fig. 2, item 66), ou medidores de pressão diferencial de linha defluxo, por exemplo medidores de gás úmido (não mostrados). O poço 1também pode ter meios de ajustar produção, tal como um estrangulador 11 decontrole de produção, um estrangulador regulador de fixo (não mostrado) e/ouválvulas 12 de injeção de gás de sustentação ou de controle de intervalo furoabaixo (Fig. 2, item 67).
O sistema de produção inclui ainda linhas de fluxo deprodução de poço para efluente de poço 20, estendendo-se a partir dascabeças de poços 10 para um coletor de produção 21, e um separador deprodução 25.
O separador de produção 25 é provido com saídas para água,óleo e gás 35, 36 e 37 respectivamente. Cada saída, 35, 36 ou 37, é providacom dispositivos de medição de fluxo, 45, 46 e 47 respectivamente.Opcionalmente, as saídas de água e óleo podem ser combinadas. A pressão doseparador de produção 26 pode ser controlada regulando o fluxo de gás apartir da saída de gás 37, afetando deste modo a pressão na linha de fluxo 14 ea produção dos poços individuais.
As medições de poço compreendendo pelo menos dadosprovenientes de 13 e opcionalmente de 14, 18, taxa de injeção de gás desustentação proveniente de 12, posição do estrangulador de produção 11, eassim por diante, são transmitidas continuamente a um sistema 50 de controlee de aquisição de dados de produção. Similarmente, as medições de produçãomesclada 45, 46, 47 são continuamente transmitidas ao sistema 50 de controlee de aquisição de dados de produção. Os dados transferidos para o sistema decontrole e de aquisição de dados de produção são armazenados pararecuperação de dados em tempo real e subseqüente para análise e construçãode "modelo de estimativa de produção de poço" como esboçado nesta patente.Os trajetos de transmissão de dados típicos são ilustrados como 14a e 45a. Osdados no sistema de controle e de aquisição de dados de produção tambémsão acessados por PU RTM em tempo real para uso junto com "modelos deestimativa de produção de poço" para a estimativa contínua em tempo real deproduções individuais
Para "Testar por Diferença" ("TBD") e "DDWT porDiferença" ("DDWTBD"), as medições de poço proveniente dos poços nogrupo, particularmente as pressões na cabeça da tubulação 13 dos poços, e asmedições de produção mesclada 45, 46, 47 são monitoradas inicialmente paraconfirmar um período de produção estável para todos os poços no grupo. Opoço a ser testado por diferença, digamos poço 1, é então paralisado, porexemplo, fechando completamente sua válvula de estrangulamento deprodução 11. As medições de fluxo de produção 45, 46, 47 são entãomonitoradas. As pressões na cabeça da tubulação para os outros poços sãotambém monitoradas e preferivelmente se as pressões na cabeça da tubulaçãodos outros poços variam substancialmente depois da paralisação do poço emteste, as válvulas de estrangulamento de produção dos outros poços, ouopcionalmente, a pressão do separador, devem ser ajustadas para devolver aspressões na cabeça da tubulação dos poços não em teste para as pressões antesda paralisação do poço em teste. Similarmente, como o poço em teste égraduado em etapas até sua produção normal como parte do "DDWTBD",ajustes deveriam ser feitos devolver as pressões na cabeça da tubulação dospoços não em teste para as pressões antes da paralisação do poço em teste.
Deve ser notado que um desafio fundamental para acaracterização de poços durante "TBD" ou "DDWTBD" é que a produção delinha base de outros poços pode aumentar durante o fechamento do poço sobteste. Isto é devido ao fenômeno de fluxo de "interação de poço" em quevariações de produção mesclada no separador de produção ou no coletor deprodução causará variações correspondentes na pressão do separador deprodução ou pressão no coletor. O fenômeno é mais proeminente se os poçosestiverem produzindo a baixas pressões de cabeça de tubulação com respeitoàs pressões de linha de fluxo, ou quando a pressão do separador de produçãonão é regulada em um ponto de ajuste, mas é deixada depender da pressão desaída de exportação de gás. Reciprocamente, o fenômeno é menosproeminente e desprezível se os poços estiverem todos produzindo a altaspressões de cabeça de tubulação com respeito às pressões de linha de fluxo, equando a pressão do separador de produção é regulada em um ponto de ajuste.
Fazendo as medições de óleo, água e de fluxo de gásmesclados no separador de produção ser denotadas pelo vetor
<formula>formula see original document page 16</formula>
onde yi(t) são o correspondente vetor dos fluxos de produção de poço reais apartir do poço i.. Fazendo Si:=média(s(t)), t E T1 onde T1 é o intervalo duranteo fechamento do poço sob teste. A estimativa da produção do poço i através do intervalo T2 do teste DDWTBD é então, yi(t):=s(t) - S1, para . tET2. Dada aestrutura modelo onde, yi(t)=ai + fi(βi, Uli(t), u2i(t),...), onde yi(t) a estimativade produção do poço i no tempo t, então o processo de modelização reduz aum dentre minimizar uma norma matemática apropriada do erro de ajuste demodelização yi(t)-(s(t) - S1) pelo do intervalo T2 escolhendo vetores apropriados ai e βi.
Para "Teste de Produção Deliberadamente Perturbada"("eDDPT"), é exigido que um "TBD" seja executado primeiro para todos ospoços. Para cada poço i, um "TBD" é conduzido para estimar a produção dopoço. Como para DDWTBD, as medições de poço provenientes dos poços no grupo, particularmente as pressões da tubulação de cabeça 13 dos poços, e asmedições de produção mesclada 45, 46, 47 são inicialmente monitoradas paraconfirmar um período de produção estável para todos os poços no grupo. Faz-se üli, ü2i,... ser então o conjunto nominal de medições operacionais de poço ino período inicial, T0, e faz-se S0 := média(s(t)), teT0. Assim se S1 := média(s(t)), teT1 onde T1 é o intervalo durante o fechamento do poço i sob deteste, então ai =S0 -S1 pode ser visto como a "inclinação" ou "desvio" ou"âncora" em torno do ponto operacional uli, ü2i,.... O procedimento é repetidopara todos os poços i = 1,2,...,n para os quais modelos precisam serconstruídos via eDDPTs. Os dados "eDDPT" são então coletados por um período T3 no qual todos os poços têm variações em torno de seus pontos deoperação nominais. Usando os dados de medição de produção "eDDPT", s(t),então os vetores βi para i = 1,2,...,n são computados para minimizar umanorma matemática apropriada do erro de ajuste de modelização<formula>formula see original document page 17</formula>
pelo intervalo T3.
No caso onde conjuntos de dados múltiplos estão disponíveispor um período de tempo, então o "o modelo de estimativa de produção depoço" para cada poço i pode ser expresso comoy. (t) = ai (t) + fi (βi, t,u1i(t),u2i(t),...) ou opcionalmente
yi(t) = d(t)[ai(t)+fi(βi,u1i(t),u2i(t),...)], onde uma função de declínio explícitad(t) foi inserida. As computações para os modelos seguem então como antes.A aplicação o fator de declínio é importante no caso onde dados de testeforam acumulados por um longo período de tempo, ou se a duração T3 noeDDPT é significante.
A invenção tem aplicação importante e significante emsistemas de produção de óleo, água e gás no caso em que um ou mais poçosno grupo de poços têm, no nível de sub-superfície (ou furo abaixo), múltiplaszonas ou ramificações de produção de fluido. Na seqüência os detalhes sãoilustrados por referência a um poço multizonal, mas os princípios sãoigualmente aplicáveis a um poço multi-ramificado ou multilateral.
A Fig.2 ilustra um poço multizonal 60 com tubulação 51estendendo para .segmentos de poço, que formam três zonas de produçãodistintas 62, 63, 64. Cada zona tem meios de medir as variações dequantidades termodinâmicas dos fluidos dentro da zona à medida que aprodução de fluido a partir da zona varia, e estes podem incluir medidores depressão furo abaixo 66 e medidores de pressão na região anular furo abaixo65. Cada zona também pode ter um meio para ajustar remotamente aprodução através da zona a partir da superfície, por exemplo, uma válvula decontrole de intervalo 67, seja liga-desliga seja variável gradualmente ouvariável continuamente. O poço multizonal 60 inclui ainda uma cabeça depoço 10 provida com medições de poço, por exemplo, "Pressão na Cabeça daTubulação 13" e "Pressão na Linha de Fluxo" 14. O poço 60 também pode teralgum meio de ajustar produção na superfície, por exemplo umestrangulamento de controle de produção 11. O poço 60 produz em uma linhade fluxo de efluente de poço multifásico 20, estendendo-se a partir do poçopara um coletor de produção (já mostrado na flg. 1).
O poço multizonal 60 podem ser parte de um grupo de poçosproduzindo para um separador de produção com ou sem uma instalação deteste de poço dedicada, ou opcionalmente, o poço multizonal 60 pode ter ummedidor de efluente de poço dedicado que mede diretamente sua produção.Em todo caso, se mais de uma zona do poço está produzindo, a medição diretada produção a partir de uma das zonas não é possível sem interrupção daprodução continuada a partir das outras zonas. Como tal, ambas asabordagens de:
- "DDWT por Diferença" ("DDWTBD");
- "Teste por Diferença" ("TBD") seguida por "Teste deProdução Estendida Deliberadamente Perturbada" ("eDDPT");
são diretamente aplicáveis para a caracterização da produção das zonasindividuais gerar Modelos de Estimativa de Produção por Zona querelacionam z/t), o padrão de fluxo de fluido efluente de poço de zona j, onde j= 1,2,..., m, para um poço com m zonas, no tempo t para ui/t),u2/t),..., comomedições dinâmicas na zona j. Estimativas em tempo real contínuas deprodução da zona j podem então ser geradas usando Modelos de Estimativade Produção por Zona baseados nas medições uj/t),u2/t),..., continuamentedisponível em tempo real.
Os Modelos de Estimativa de Produção por Zona podem serparameterizados para ser da forma z/t) = CLfrf/βρuj/t),u2/t),...) com vetoresGtj e ββ, e com f/ββύι, ü2j,...) =0 para todos fij para algum conjunto nominal demedições operacionais por zona üh ü2j,.... Os vetores Oj e Pj são computadosusando métodos de melhor ajuste baseados em DDWTBD ou TBD maiseDDPT como delineado acima.Se a produção na superfície é então estimada ou medida comoyMz(t) então reconciliação dinâmica por período de tempo TMz pode ser usadapara melhorar as estimativas contínuas em tempo real da produção a partir decada zona. Isto pode ser alcançado computando o conjunto Yj, j = 1,2,..., m, deforma que
<formula>formula see original document page 19</formula>
tenha o melhor ajuste para yMZ(t) pelo período de tempo TMZ. As estimativasmelhoradas para produção da zona j no tempo t são então determinadas porYjZj(t).
Claims (15)
1. Método para determinar as contribuições de poçosindividuais para a produção de um grupo de poços cujas correntes de efluentede poço são mescladas e transportadas por um conjunto de separação defluido em condutos de saída de fluido para transporte de correntes pelo menosparcialmente separadas de óleo bruto, gás e/ou outros fluidos, o métodocaracterizado pelo fato de que compreendea) prover medidores de fluxo para medir fluxo de fluido noscondutos de saída de fluido do conjunto de separação de fluido, e proverequipamento de monitoramento de poço para monitorar uma ou maisvariáveis de produção, tais como de pressão e/ou outras características,relativas a corrente de efluente de poço flui de poços individuais;b) testar seqüencialmente poços do grupo de poços executandoum teste de poço durante o qual a produção de um poço testado é variada;c) monitorar durante a etapa b, uma ou mais variáveis deprodução pelo equipamento de monitoramento e medir simultaneamente pormeio dos medidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjunto deseparação de fluido qualquer variação do padrão de fluxo de efluentesproduzidos pelo grupo de poços, incluindo os poço testado, e obter a partir davariação medida uma estimativa da produção do poço testado durante o testede poço;d) derivar das etapas b e c, um modelo de estimativa deprodução de poço para cada poço testado, modelo este que provê umacorrelação entre variações de uma ou mais variáveis de produção monitoradaspelo equipamento de monitoramento e a estimativa da produção do poçodurante o teste de poço como medido pelos medidores de fluxo;e) produzir óleo e/ou gás a partir do grupo de poços enquantoum padrão de fluxo de fluido dinâmico das correntes de efluente de poçoacumuladas produzidos pelo grupo de poços é medido por meio dosmedidores de fluxo e uma ou mais variáveis de produção de cada poço é(são)monitorada(s) pelo equipamento de monitoramento de poço;f) calcular durante a etapa e, uma contribuição estimada decada poço para a produção de fluidos pelo grupo de poços com base nasvariáveis de produção monitoradas pelo equipamento de monitoramento depoço e o modelo de estimativa de produção de poço derivado na etapa d;g) calcular um padrão de fluxo dinâmico estimado nas saídasde fluido do conjunto de separação de fluido por um período de temposelecionado acumulando as contribuições estimadas de cada um dos poçosfeitas de acordo com a etapa f pelo do período de tempo selecionado; eh) ajustar iterativamente de tempos em tempos para cada poço,o modelo de estimativa de produção de poço para esse poço até que, atravésdo período de tempo selecionado, o padrão de fluxo dinâmico estimadoacumulado calculado de acordo com a etapa g, substancialmente se conjugacom o padrão de fluxo de fluido dinâmico monitorado que é monitorado pelosmedidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjunto de separaçãode fluido.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de que o grupo de poços compreende uma série de η poços /, de tal modoque i = 1,2,3,..., η e a etapa h compreende as etapas de- expressar o modelo de estimativa de produção de poço paracada poço i como yt(t) = ft(un(t),u2i(t)...) onde é yt(t) é o padrão de fluxo doefluente de poço do poço / como monitorado no tempo t, e Uj,, u2i ... sãovariáveis de produção do poço i, tais como pressão e/ou outras característicasrelativas à corrente de efluente de poço no poço monitorado durante o teste depoço durante a produção de poço normal pelo equipamento de monitoramentodo poço i;-expressar o padrão de fluxo de fluido dinâmico estimado nassaídas de fluidos do conjunto de separação de fluido como<formula>formula see original document page 22</formula>em que γi. são coeficientes ponderais inicialmente desconhecidos que sãouniformes através do período de tempo selecionado;- expressar o padrão de fluxo de fluido monitorado que émedido pelos medidores de fluxo nos condutos de saída do conjunto deseparação como y(t) monitorado;- comparar y(t) monitorado com y(t) estimado e- estimar um valor de cada dos coeficientes ponderais Ji porvariando iterativamente os coeficientes ponderais Ji até que y(t) estimadoiguala substancialmente y(t) monitorado.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelofato de que um processo de reconciliação matemático é usado para obter ovalor de cada um dos coeficientes ponderais Ji.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de que cada um dos poços do grupo de poços é testado paracaracterização executando uma série de ações durante as quais a produção deum poço testado é variada, incluindo fechamento na produção do poço por umperíodo de tempo, e então a produção do poço testado é iniciada em etapas detal modo que o poço testado é induzido a produzir a taxas de produçãomúltiplas por uma faixa de operação potencial normal do poço, teste este queé chamado de teste de poço deliberadamente perturbado por diferença(DDWTBD).
5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de que uma seqüência de testes de poço é executada de tal modo queseqüencialmente cada um dos poços do grupo de poços é testado paracaracterização fechando inicialmente em todos os poços no grupo, esubseqüentemente começando por um poço de cada vez, em seqüência, compoços individualmente iniciados em etapas para produzir a taxas de produçãomúltiplas pela faixa de operação potencial normal gama do poço, cujaseqüência de testes de poço é chamada de teste de produção deliberadamenteperturbado (DDPT) a partir de cujos testes de poço:- uma estimativa da produção de um primeiro poço a seriniciado é obtida diretamente do teste de poço do primeiro poço, e o modelode estimativa de produção de poço é calculado para esse poço- a produção do segundo poço a ser iniciado é derivada dasubtração da produção do primeiro poço usando o modelo de poço doprimeiro poço já estabelecido e- a produção e o modelo de estimativa de produção de poço doterceiro e qualquer poço subseqüentemente iniciado são computados emseqüência de seus inícios, obtendo assim o modelo de estimativa de produçãode poço de cada poço do grupo de poços.
6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de que os modelos de estimativa de produção são construídoscombinando dados provenientes de:- executar um ensaio de teste por diferença (TBD), pelo queuma produção de poço base é estabelecida interrompendo a produçãoindividual de poço por um período de tempo, enquanto se monitora por meiodos medidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjunto deseparação de fluido, a variação do padrão de fluxo de efluentes produzidospelo grupo de poços, obtendo assim uma estimativa da produção de poço basedo poço testado, e- executar um teste de produção deliberadamente perturbadoprolongado (eDDPT) durante o qual as medidas pelos medidores de fluxo noscondutos de saída de fluido do conjunto de separação de fluido são registradaspor um período de tempo juntamente com as quantidades mensuráveis emtodos os poços;- os modelos de estimativa de produção de poço para todos ospoços do grupo de poços são construídos simultaneamente para prover ummelhor ajuste aos dados de TBD e de eDDPT coletados.
7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de que o modelo de estimativa de produção de poço tem uma parteestática e uma dinâmica e a parte estática é construída comparando oresultado de uma pluralidade de aproximações de ajuste de curva alternativase a parte dinâmica é construída comparando o resultado de uma pluralidade deaproximações de identificação dinâmicas alternativas.
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ele é aplicado a poços de produção de óleo e gás que têmmúltiplas zonas produtoras individuais ou ramos sub-superficiais, cada umcom seus próprios dispositivos de medida e controle de produção.
9. Método de acordo com a reivindicação 1 ,caracterizado pelofato de que ele é aplicado a um grupo e poços de produção de óleo e gáslocalizados submarinamente que compartilham uma única tubulação parainstalações de produção na superfície e que não têm nenhuma instalação deteste de poço submarina ou tubulação dedicada para encaminhar fluxo a partirde poços individuais para instalações de teste de poço na superfície.
10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que durante o teste de poço de acordo com a etapa b, a produçãodo poço testado é variada enquanto que a produção a partir de outros poços dogrupo de poços é mantida substancialmente constante.
11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que os poços do grupo de poços atravessam uma única formaçãosubterrânea contendo óleo e/ou gás.
12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que os poços do grupo de poços atravessam uma pluralidade deformações contendo óleo e/ou gás e/ou zonas de produção que opcionalmentesão sujeitas a diferentes condições de produção comerciais ou legais.
13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que o equipamento de monitoramento compreende meios paramonitorar uma ou mais das seguintes variáveis de produção, tais comopressão, e/ou outras características relativas à corrente de efluente de poço:- pressão na cabeça da tubulação do poço;- pressão na linha de fluxo do poço;- temperatura na cabeça da tubulação do poço;- temperatura na linha de fluxo do poço;- pressões diferenciais através de uma válvula deestrangulamento de produção do poço;- pressões diferenciais através de qualquer produtor de pressãode diferencial, tal como um venturi de gás úmido, em uma linha de fluxo depoço;- medidores de fluxo, tais como medidores de fluxonominalmente apropriados somente para fluxo monofásico que são usadoscomo entradas para modelos de estimativa de poço, mesmo quando poços têmfluxo multifásico;- abertura de válvula de estrangulamento de produção de poço;- estado ou posição de qualquer meio de fechamento reversívele controlado e abertura de um poço;- taxa de injeção de gás de sustentação do poço;- taxa de injeção de fluido hidráulico de bomba de jato dopoço;- pressão no revestimento de produção do poço;- velocidade da bomba submersível elétrica (ESP) do poço;- pressão de entrada da ESP no poço;- pressão de descarga da bomba ESP furo abaixo no poço;- pressão diferencial no venturi da ESP furo abaixo no poço;- potência da ESP no poço;- corrente de fase no motor da ESP do poço;- entrada de potência do motor da bomba de haste do poço;- velocidade do motor da bomba de haste do poço;- deslocamento de curso da bomba de haste do poço;- célula de carga da bomba de haste do poço;- posição do eixo da caixa de engrenagem da bomba debalancim;- velocidade diferencial da bomba de haste do poço, incluindodeslizamento do motor/caixa de engrenagem;- pressão da tubulação de poço furo abaixo;- temperatura da tubulação de poço furo abaixo, ou váriasderivações da mesma a partir de sensores de temperatura distribuídos;- temperatura da região anular do poço furo abaixo, ou váriasderivações da mesma a partir de sensores de temperatura distribuídos;controle de segmento de poço,- amplitude de uma seleção de freqüências sonoras a partir deum ou sensores mais sonoros montados em uma linha de fluxo de poço;- retardo de propagação de padrões sonoros correlatos a umaseleção de freqüências a partir de dois ou mais sensores sonoros montadosdentro em uma direção a montante- a jusante na linha de fluxo do poço.
14. Método para determinar as contribuições de um ou maissegmentos de uma região de afluxo segmentada de um de um poço multizonale/ou multilateral para a produção de um grupo de segmentos de um poçomultizonal e/ou multilateral e/ou de um grupo de poços, em que correntes deefluente de poço produzidas pelos segmentos do poço multizonal e/oumultilateral e opcionalmente por outros poços de produção de, óleo, gás e/ououtro fluido do grupo de poços, são mescladas e encaminhadas via umconjunto de separação de fluido em condutos de saída de fluido para- pressão da região anular do poço furo abaixo;- intervalo de poço furo abaixo ou abertura da válvula detransporte de correntes pelo menos parcialmente separadas de óleo bruto, gáse/ou outros fluidos, o método caracterizado pelo fato de que compreende:a) dispor um medidor de fluxo em cada conduto de saídafluido do conjunto de separação de fluido, e prover para cada um dos segmentos de poço para os quais são requeridas estimativas de produção emtempo real, equipamento de monitoramento de segmento de poço paramonitorar uma ou mais variáveis de produção de segmento de poço, tais comopressão e/ou outras características, relacionadas à corrente de efluente dosegmento de poço; b) testar seqüencialmente segmentos do poço multizonal e/oumultilateral executando um teste de poço durante o qual a produção dosegmento de poço testado é variada;c) monitorar durante à etapa b, variações de uma ou maisvariáveis de produção relativas à corrente de efluente do segmento de poço depoço pelo equipamento de monitoramento de poço e medir simultaneamentepor meio dos medidores de fluxo nos condutos de saída de fluido do conjuntode separação de fluido durante cada teste de poço, a variação do padrão defluxo de efluentes produzidos pelo grupo de poços, incluindo o segmento depoço testado, e obter a partir das variações medidas uma estimativa daprodução do segmento de poço testado durante o teste de segmento de poço;d) derivar das etapas b e c, um modelo de estimativa deprodução do segmento de poço para cada segmento de poço testado, modeloeste que estabelece uma correlação entre variações da pressão e/ou outrascaracterísticas relativas à corrente de efluente do segmento de poço e aestimativa da produção do segmento de poço durante o teste de poço comomonitorado pelos medidores de fluxo;e) produzir óleo e/ou gás a partir do grupo de poços enquantoque um padrão de fluxo de fluido dinâmico das correntes de efluente de poçoacumuladas produzidas pelo grupo de poços é monitorado por meio dosmedidores de fluxo nas saídas de fluido do conjunto de separação de fluido ea uma ou mais variáveis de produção de segmento de poço são monitoradaspelo equipamento de monitoramento de segmento de poço;f) calcular durante a etapa e, uma contribuição estimada decada segmento de poço para a produção de fluidos pelo grupo de poços combase na uma ou mais variáveis de produção relativas à corrente de efluente desegmento de poço monitorada pelo equipamento de monitoramento desegmento de poço e o modelo de estimativa de segmento de poço derivado naetapa d;g) calcular um padrão de fluxo dinâmico estimado nas saídasde fluido do conjunto de separação de fluido por um período de temposelecionado acumulando as contribuições estimadas de cada segmento depoço feitas conforme etapa f pelo período de tempo selecionado; eh) ajustar iterativamente de tempos em tempos para cadasegmento de poço, o modelo de estimativa de produção de segmento de poçopara esse segmento de poço até que, pelo período de tempo selecionado,padrão de fluxo dinâmico estimado acumulado calculado de acordo com aetapa g, substancialmente se conjuga com o padrão de fluxo de fluidodinâmico monitorado que é monitorado pelos medidores de fluxo noscondutos de saída de fluido do conjunto de separação de fluido.
15. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 14,caracterizado pelo fato de que, se dois ou mais conjuntos de dados de teste depoço ou de segmento de poço acumulados por um período de tempoprolongado estão disponíveis, qualquer diferença entre os "modelos deestimativa de produção de poço ou segmento de poço" derivada de dados deteste de poço ou segmento de poço antes e depois de um período de produçãoprolongado por um ou mais poços ou segmentos de poço proporciona umaindicação de um "fator de declínio de poço ou segmento de poço" que érepresentado como uma função do tempo e o que é computado como ummelhor ajuste para permitir qualquer diferença entre os "modelos deestimativa de produção de poço ou segmento de poço" para refletir qualquerdeclínio de produção de poço devido a uma diminuição inerente do potencialde poço ou segmento de poço como uma função da produção cumulativa dopoço ou do segmento de poço.
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