EP2013447B1 - Verfahren zur dosierung der produktion von bohrlöchern - Google Patents

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

Definitions

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

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Claims (15)

  1. Verfahren zum Bestimmen der Beiträge einzelner Schächte zur Förderung aus einem Cluster von Schächten, deren Schachtausflußströme vermischt sind und über eine Fluidtrennanordnung in Fluidauslaßleitungen für den Transport zumindest teilweise getrennter Ströme von Rohöl, Gas und/ oder anderen Fluiden geleitet werden, wobei das Verfahren umfaßt:
    a) Bereitstellen von Strömungsmessern zum Messen der Fluidströmung in den ersten Auslaßleitungen der Fluidtrennanordnung, und Bereitstellen einer Schachtüberwachungsausrüstung zum Überwachen einer oder mehrerer Fördervariablen, wie Druck und/oder anderer Eigenschaften, die sich auf die Schachtausflußströme der einzelnen Schächte beziehen;
    b) sequentielles Testen der Schächte des Clusters von Schächten, indem ein Schachttest ausgeführt wird, während die Förderung aus einem getesteten Schacht variiert wird;
    c) Überwachen während des Schrittes b einer oder mehrerer Fördervariablen durch die Überwachungsausrüstung und gleichzeitiges Messen mit Hilfe der Strömungsmesser an den Fluidauslaßleitungen der Fluidtrennanordnung jeglicher Variation des Strömungsmusters der Ausflußströme, die von dem Cluster von Schächten, einschließlich des getesteten Schachtes, erzeugt werden, und Erzielen aus der gemessenen Variation eine Schätzung der Förderung des getesteten Schachtes während des Schachttests;
    d) Ableiten aus den Schritten b und c ein Schachtförderschätzmodell für jeden getesteten Schacht, wobei das Modell eine Beziehung zwischen den Variationen einer oder mehrerer Fördervariablen, die durch die Überwachungsausrüstung überwacht werden, und der Schätzung der Förderung des Schachtes während des Schachttests herstellt, die durch die Strömungsmesser gemessen wird;
    e) Fördern von Öl und/oder Gas aus dem Cluster von Schächten, während ein dynamisches Fluidströmungsmuster der akkumulierten Schachtausflußströme, die von dem Cluster von Schächten gefördert werden, mit Hilfe der Strömungsmesser gemessen und eine oder mehrere Fördervariablen jedes Schachtes durch die Schachtüberwachungsausrüstung überwacht werden;
    f) Kalkulieren während des Schrittes e einen geschätzten Beitrag jedes Schachtes zur Förderung von Fluiden durch den Cluster von Schächten auf der Basis der Fördervariablen, die durch die Schachtüberwachungsausrüstung überwacht werden, und das Schachtförderschätzmodell, das aus dem Schritt d erhalten wurde;
    g) Kalkulieren eines geschätzten dynamischen Strömungsmusters an den Fluidauslässen der Fluidtrennanordnung über eine ausgewählte Zeitperiode durch Akkumulieren der geschätzten Beiträge jedes der Schächte gemäß dem Schritt f über die gewählte Zeitperiode; und
    h) iteratives Einstellen von Zeit zu Zeit für jeden Schacht des Schachtförderschätzmodells für diesen Schacht, bis über die gewählte Zeitspanne das akkumulierte geschätzte dynamische Strömungsmuster, berechnet gemäß dem Schritt g, im wesentlichen dem überwachten dynamischen Fluidströmungsmuster entspricht, das von den Strömungsmessern in den Fluidauslaßleitungen der Fluidtrennanordnung überwacht wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem der Cluster von Schächten eine Anzahl n von Schächten i umfaßt, derart, daß i = 1,2,3,...,n, und der Schritt h die Schritte umfaßt
    - Ausdrücken des Schachtförderschätzmodells für jeden Schacht i als yi (t) =fi /u1i (t), u2i (t) ...), worin yi(t) das Schachtausfluß-Strömungsmuster des Schachtes i ist, überwacht zur Zeit t, und u1i,u2i ... die Fördervariablen des Schachtes i sind, wie Druck und/oder andere Eigenschaften, die sich auf den Schachtausflußstrom in dem überwachten Schacht während des Schachttests und während der normalen Schachtförderung durch die Überwachungsausrüstung des Schachtes i beziehen;
    - Ausdrücken des geschätzten dynamischen Fluidströmungsmusters an den Fluidauslässen der Fluidtrennanordnung als y t gesch ⁢ a ¨ ⁢ tzt ≅ Σ i = 1 n γ i ⁢ y i t ,
    Figure imgb0006
    worin γ i anfänglich unbekannte Gewichtskoeffizienten sind, die gleichförmig über die gewählte Zeitperiode sind;
    - Ausdrücken des überwachten Fluidströmungsmusters, das durch die Strömungsmesser in den Auslaßleitungen der Trennanordnung gemessen wird, als y(t)überwacht ;
    - Vergleichen von y(t)überwacht mit y(t)geschätzt , und
    - Schätzen eines Wertes jedes Gewichtskoeffizienten γ i durch iteratives Variieren der Gewichtskoeffizienten γ i , bis y(t)geschätzt im wesentlichen y(t)überwacht gleich ist.
  3. Verfahren nach Anspruch 2, bei welchem ein mathematisches Abgleichverfahren angewendet wird, um den Wert jedes der Gewichtskoeffizienten γi zu erhalten.
  4. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem jeder der Schächte des Clusters von Schächten hinsichtlich seiner Charakterisierung getestet wird, indem eine Reihe von Aktionen ausgeführt wird, während denen die Förderung aus dem getesteten Schacht variiert wird, einschließlich Stillsetzen der Schachtförderung für eine Zeitperiode, und sodann Wiederaufnahme der Förderung des getesteten Schachtes in Schritten, derart, daß der getestete Schacht dazu veranlaßt wird, multiple Förderungsraten gegenüber dem normalen potentiellen Betriebsbereich des Schachtes zu fördern, wobei der Test als Deliberately Disturbed Well Testing by Difference (DDWTBD) bezeichnet wird.
  5. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem eine Sequenz von Schachttests ausgeführt wird, derart, daß sequentiell jeder der Schächte des Clusters von Schächten hinsichtlich seiner Charakterisierung getestet wird, indem anfänglich in allen Schächten des Clusters die Förderung stillgesetzt und nachfolgend die Förderung eines Schachtes nach dem anderen in Sequenz wieder aufgenommen wird, wobei die Schächte einzeln in Schritten gestartet werden, um mul-tiple Förderungsraten gegenüber dem normalen potentiellen Betriebsbereich des Schachtes zu erzeugen, welche Sequenz der Schachttests als Deliberately Disturbed Production Testing (DDPT) bezeichnet wird, wobei aus den Schachttests resultiert:
    - eine Schätzung der Förderung eines ersten zu startenden Schachtes, die direkt aus dem Schachttest des ersten Schachtes erhalten wird, und das Schachtförderschätzmodell für den Schacht berechnet wird;
    - die Förderung aus dem zweiten zu startenden Schacht durch Substraktion der Förderung des ersten Schachtes unter Verwendung des Schachtmodells des ersten Schachtes erhalten wird, das bereits erstellt ist; und
    - die Förderung und das Schachtförderschätzmodell des dritten und jedes folgenden gestarteten Schachtes in der Reihe ihrer Starts berechnet werden, wodurch ein Schachtförderschätzmodell jedes Schachtes des Clusters von Schächten erhalten wird.
  6. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Schachtförderschätzmodelle konstruiert wird, indem Daten kombiniert werden aus:
    - Durchführen eines Testing by Difference (TBD) Tests, wodurch die Basisschachtförderung erstellt wird, indem die einzelne Schachtförderung über eine Zeitpe-riode unterbrochen wird, während mit Hilfe von Strömungsmessern in den Fluidauslaßleitungen der Fluidtrennanordnung die Variation des Strömungsmusters der Ausflüsse überwacht wird, die von dem Cluster von Schächten erzeugt wird, wodurch eine Schätzung der Basisschachtförderung des getesteten Schachtes erhalten wird; und
    - Durchführen eines ausgedehnten Deliberately Disturbed Production Tests (eDDPT), während welchem die Messungen durch die Strömungsmesser in den Fluidauslaßleitungen der Fluidtrennanordnung über eine Zeitperiode gemeinsam mit den meßbaren Mengen an allen Schächten aufgezeichnet werden;
    - das Schachtförderschätzmodell für alle Schächte des Clusters von Schächten gleichzeitig konstruiert wird, um eine beste Anpassung an das TBD und die gesammelten eDDPT-Daten zu schaffen.
  7. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem das Schachtförderschätzmodell einen statischen und einen dynamischen Teil hat, wobei der statische Teil durch Vergleichen des Resultates einer Vielzahl von alternativen angepaßten Näherungskurven und der dynamische Teil durch Vergleichen des Resultates einer Vielzahl von alternativen dynamischen Näherungsidentifizierungen konstruiert wird.
  8. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem das Verfahren auf Öl- und Gasförderschächte angewendet werden wird, die multiple einzelne Förderzonen oder unterirdische Zweige aufweisen, jede mit ihrer eigenen Förderungskontrolle und Meßvorrichtungen.
  9. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem das Verfahren auf einem Cluster von unter Wasser liegenden Öl- und Gasförderschächten angewendet wird, die gemeinsam eine einzige Pipeline zu Oberflächenförderanlagen aufweisen und die keine Unterwasserschacht-Testanlagen oder eine zugeordnete Pipeline zum Leiten der Ströme aus den einzelnen Schächten zu Oberflächenschacht-Testanlagen aufweisen.
  10. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem während des Schachttests gemäß dem Schritt b die Förderung des getesteten Schachtes variiert wird, wogegen die Förderung aus den anderen Schächten des Clusters von Schächten im wesentlichen konstant gehalten wird.
  11. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Schächte des Clusters von Schächten eine einzige öl- und/oder - gashältige Untergrundformation durchsetzen.
  12. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Schächte des Clusters von Schächten eine Vielzahl von öl- und/oder gashältigen Formationen durchsetzen, und/oder Förderzonen, die gegebenenfalls verschiedenen wirtschaftlichen oder rechtlichen Förderbedingungen unterliegen.
  13. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Überwachungsausrüstung Mittel zum Überwachen eines oder mehrerer der folgenden Fördervariablen umfaßt, wie Druck und/oder Eigenschaften, die sich auf den Schachtausflußstrom beziehen:
    - Schachtrohrkopfdruck;
    - Schachtströmungsleitungsdruck;
    - Schachtrohrkopftemperatur;
    - Schachtströmungsleitungstemperatur;
    - Differentialdrücke über das Schachtförder-Drosselventil;
    - Differentialdrücke über irgendwelche Differentialdruckerzeuger, wie Naßgas-Venturi, auf einer Schachtströmungsleitung;
    - Strömungsmesser, wie Strömungsmesser, die nominal nur für eine Einphasen-Strömung geeignet sind, die aber als Input für Schachtschätzmodelle verwendet werden, selbst wenn die Schächte Mehrphasen-Strömung aufweisen;
    - Schachtförderdrosselventilöffnung;
    - Status oder Position irgendwelcher Mittel zum reversiblen und kontrollierten Schließen und Öffnen eines Schachtes;
    - Schachtliftgaseinspritzrate;
    - Schacht-Jetpumpen-Hydraulikfluid-Einspritzrate;
    - Schachtförderauskleidungsdruck;
    - elektrische Schacht-Tauchpumpengeschwindigkeit (ESP);
    - Schacht-ESP-Einlaßdruck;
    - Schacht-ESP-Bohrlochpumpenabgabedruck;
    - Schacht-ESP-Bohrloch-Venturi-Differentialdruck;
    - Schacht-ESP-Energie;
    - Schacht-ESP-Motorphasenstrom;
    - Schachtpumpenstangen-Motorenergiezufuhr;
    - Schachtpumpenstangen-Motorgeschwindigkeit;
    - Schachtpumpenstangen-Hubversetzung;
    - Schachtpumpenstangen-Ladezelle;
    - Schachtpumpen-Getriebeschaftposition;
    - Schachtpumpen-Differentialgeschwindigkeit, einschließlich Motor/Getriebekastenschlupf;
    - Schacht-Rohrdruck;
    - Schacht-Ringraumdruck;
    - Schacht-Rohrtemperatur oder verschiedene Abwandlungen derselben aus verteilten Temperatursensoren;
    - Schachttiefen-Ringraumtemperatur oder verschiedene Abwandlungen derselben aus verteilten Temperatursensoren;
    - Schacht-Intervall oder Schacht-Segmentsteuerungs-Ventilöffnung;
    - Amplitude einer Auswahl von Schallfrequenzen aus einem oder mehreren Schallsensoren, die auf einer Schachtströmungsleitung montiert sind;
    - Propagierungsverzögerung der zugeordneten Schallmuster an einer Wahl von Frequenzen von zwei oder mehr Schallsensoren, die in einer stromaufwärtigen-stromabwärtigen Richtung an der Schachtströmungsleitung montiert sind.
  14. Verfahren zum Bestimmen der Beiträge eines oder mehrerer Segmente eines segmentierten Einströmbereiches einer Multizonen- und/oder multilateralen Schachtanordnung zur Förderung aus einem Cluster von Segmenten eines Multizonen- und/oder multilateralen Schachtes und/oder eines Clusters von Schächten, wobei die Schachtausflußströme, die von den Segmenten der Multizonen- und/oder multilateralen Schächte erzeugt werden, und gegebenenfalls durch andere Öl-, Gas- und/oder andere Fluidförderschächte des Clusters von Schächten, vermischt sind und über eine Fluidtrennanordnung in Fluidauslaßleitungen für den Transport von zumindest teilweise getrennten Strömen von Rohöl, Gas und/oder anderen Fluiden geroutet werden, wobei das Verfahren umfaßt:
    a) Anordnen eines Strömungsmessers in jeder Fluidauslaßleitung der Fluidtrennanordung und Bereitstellen für jedes der Schachtsegmente, für welches Realzeit-Förderschätzungen erforderlich sind, von Schachtsegment-Überwachungsausrüstungen zum Überwachen einer oder mehrerer Schachtsegmentfördervariablen, wie Druck und/oder andere Eigenschaften, die sich auf die Schachtsegment-Ausflußströme beziehen;
    b) sequentielles Testen der Segmente des Multizonen- und/oder multilateralen Schachtes durch Ausführen eines Schachttests, während dem die Förderung aus dem getesteten Schachtsegment variiert wird;
    c) Überwachen während des Schrittes b von Variationen eines oder mehrerer Fördervariablen, die sich auf den Schachtsegment-Ausflußstrom beziehen, durch die Schachtüberwachungsausrüstung und gleichzeitiges Messen mit Hilfe von Strömungsmessern an den Fluidauslaßleitungen der Fluidtrennanordnung während jedes Schachttests der Variation der Strömungsmuster der Ausflußströme, die von dem Cluster von Schächten erzeugt wird, einschließlich des getesteten Schacht-segmentes, und Erzielen aus den gemessenen Variationen einer Schätzung der Förderung des getesteten Schachtsegmentes während des Schachtsegmenttests;
    d) Ableiten aus den Schritten b und c eines Schachtsegment-Förderschätzmodells für jedes getestete Schachtsegment, welches Modell eine Beziehung zwischen Va-riationen des Druckes und/oder anderer Eigenschaften herstellt, die sich auf den Schachtsegment-Ausflußstrom beziehen, und die Schätzung der Förderung des Schachtsegmentes während des Schachttests, gemessen durch die Strömungsmesser;
    e) Fördern von Öl und/oder Gas aus dem Cluster von Schächten, während ein dynamisches Fluidströmungsmuster der akkumulierten Schachtausflußströme der Schachtausflüsse durch das Cluster von Schächten mittels der Strömungsmesser an den Fluidauslässen der Fluidtrennanordnung überwacht wird, wobei eine oder mehrere der Schachtsegment-Fördervariablen durch die Schachtsegment-Überwachungsausrüstung überwacht werden;
    f) Kalkulieren während des Schrittes e eines geschätzten Beitrages jedes Schachtsegmentes zur Förderung von Fluiden durch den Cluster von Schächten auf der Basis einer oder mehrerer Fördervariablen, die sich auf den Schachtsegment-Ausflußstrom beziehen, der von der Schachtsegment-Überwachungsausrüstung und dem Schachtsegment-Förderschätzmodell, abgeleitet im Schritt d, überwacht wird;
    g) Kalkulieren eines geschätzten dynamischen Strömungsmusters an den Fluidauslässen der Fluidtrennanordnung über eine gewählte Zeitperiode durch Akkumulieren der geschätzten Beiträge jedes Schachtsegmentes gemäß Schritt f über eine ausgewählte Zeitperiode; und
    h) iteratives Einstellen von Zeit zu Zeit für jedes Schachtsegment des Schachtsegment-Förderschätzmodells für dieses Schachtsegment, bis über die gewählte Zeitperiode das akkumulierte geschätzte dynamische Strömungsmuster gemäß Schritt g im wesentlichen dem überwachten dynamischen Fluidströmungsmuster, überwacht durch die Strömungsmesser in den Fluidauslaßleitungen der Fluidtrennanordnung, entspricht.
  15. Verfahren nach Anspruch 1 oder 14, bei welchem zwei oder mehr Schacht- oder Schachtsegment-Testdatensätze, die über eine längere Zeitperiode gesammelt wurden, verfügbar sind, wobei jegliche Differenz zwischen den "Schacht- oder Schachtsegment-Förderschätzmodellen", das aus den Schacht- oder Schachtsegment-Testdaten vor und nach einer längeren Förderzeitspanne erhalten wurde, durch einen oder mehrere Schächte oder Schachtsegmente eine Anzeige eines "Schacht- oder Schachtsegment-Abnahmefaktors" liefert, der als Funktion der Zeit repräsentiert wird und als beste Lösung zur Ermöglichung einer Differenz zwischen den erzeugten "Schacht- oder Schachtssegment-Förderschätzmodellen" berechnet wird, um eine mögliche Abnahme der Schachtförderung infolge einer inhärenten Abnahme des Schacht- oder Schachtsegmentpotentials als Funktion einer kumulativen Schacht- oder Schachtsegmentförderung wiederzugeben.
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