Medição das vazões e análise de incerteza em poços injetores de água multizonas a partir do perfil de temperatura do fluido
| Autor: | Reges, José Edenilson Oliveira |
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| Přispěvatelé: | Maitelli, André Laurindo, Assmann, Benno Waldemar, Maitelli, Carla Wilza Souza de Paula, Costa, Rutacio de Oliveira, Salazar, Andrés Ortiz |
| Jazyk: | portugalština |
| Rok vydání: | 2016 |
| Předmět: | |
| Zdroj: | Repositório Institucional da UFRN Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) instacron:UFRN |
| Popis: | Esta Tese é uma contribuição ao desenvolvimento de sensores de vazão na indústria de petróleo e gás. O objetivo geral do trabalho é apresentar uma metodologia para medir as vazões em poços injetores de água multizonas a partir de perfis de temperatura do fluido e estimar a incerteza da medição. Inicialmente, foi apresentada a equação clássica de Ramey descrevendo a temperatura do fluido como uma função da vazão ao longo do poço. Então, foram descritos três métodos de cálculo das vazões a partir do perfil de temperatura e o sensor de vazão foi modelado computacionalmente. Em seguida, foram calculadas as vazões em quatro poços injetores multizonas, localizados no Rio Grande do Norte, a partir de perfis de temperatura medidos experimentalmente. As vazões calculadas foram comparadas às vazões medidas no campo. Os resultados preliminares obtidos nos Poços 1 e 2 foram satisfatórios. Nestes poços, os erros máximos observados foram de 28,55% (Poço 1) e 15,72% (Poço 2). Entretanto, desvios significativos entre as vazões calculadas e medidas foram encontrados nos Poços 3 e 4. Nestes poços, os erros máximos observados foram de 536,84% (Poço 3) e 335,54% (Poço 4). Utilizando a expansão em Série de Taylor da equação exponencial de Ramey, foi obtida uma função explícita, linear, entre a vazão ao longo do poço e a temperatura do fluido, sendo realizada uma análise quantitativa da incerteza de medição. A partir desta análise, foi observado que, devido à baixa resolução nas medições de temperatura, a incerteza de medição expandida pode atingir cerca de 155,04% da vazão calculada. Foi então apresentado um método de cálculo estocástico das vazões a partir das distribuições de probabilidade das temperaturas medidas, através da Simulação de Monte Carlo. As novas vazões calculadas apresentaram erros máximos de 3,67% (Poço 1), 14,45% (Poço 2), 14,62% (Poço 3) e 22,29% (Poço 4). Logo, a abordagem probabilística permitiu que as vazões injetadas fossem satisfatoriamente estimadas mesmo nos casos em que a resolução do sensor de temperatura era inadequada à detecção de pequenas variações na temperatura do fluido. Portanto, a metodologia de cálculo das vazões injetadas a partir do perfil de temperatura do fluido foi validada com sucesso. This thesis is a contribution to the development of flow sensors in oil and gas industry. The main objective of this work is presenting a methodology to measure the flow rates into multiple-zone water-injection wells from fluid temperature profiles and estimate the measurement uncertainty. First, the classical Ramey equation describing the fluid temperature as a function of flow was presented. Then, three methods to calculate the flow rates from temperature profile were described and the flow sensor was computationally modeled. Next, the flow rates into four multiple-zone injection-wells, located in Rio Grande do Norte, were calculated from temperature profiles experimentally measured. The calculated flow rates were compared to the measured flow rates. The preliminary results, obtained from Wells 1 and 2, were satisfactory. In these wells, the maximum errors were equals to 28,55% (Well 1) and 15,72% (Well 2). However, significant deviations between the calculated and the measured flow rates were found at Wells 3 and 4. In these wells, the maximum errors were equals to 536,84% (Well 3) and 335,54% (Well 4). The Ramey equation was expanded in Taylor Series and linearized to obtain an explicit, linear, function between the flow and the fluid temperature. Then, a quantitative uncertainty analysis was performed. From this analysis, it was observed, due the temperature sensor resolution, the expanded measurement uncertainty may achieve about 155,04% of the calculated flow rate. Then, the injected flow rates were stochastically recalculated from the probability distributions of the measured temperatures, through a Monte Carlo simulation. The new calculated flow rates presented maximum errors of 3,67% (Well 1), 14,45% (Well 2), 14,62% (Well 3) and 22,29% (Well 4). This probabilistic approach allowed injected flow rates to be estimated even in the cases where the temperature sensor resolution was inadequate to detection of small variations into the fluid temperature. Therefore, the methodology to calculate the injected flow rates from the fluid temperature profile was successfully validated. |
| Databáze: | OpenAIRE |
| Externí odkaz: |
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