Developing a hybrid, gray-box model of a production wellbore

Abstract

I produksjonssystemer for hydrokarboner er det en betydelig fordel å kunne måle multifaseflyten ut av brønnbanen. Tradisjonelt sett har man brukt brønntesting for å finne denne masseflyten, og i senere tid også fastmonterte multifasemetere. I denne oppgaven har et virtuelt multifasemeter blitt utviklet ved hjelp av hybrid modelleringsteknikk. Denne teknikken utnytter fordelene med både mekanistisk- og datadreven modellering. Hybridmodellen har blitt trent på et datasett hentet fra et multifasemeter. Med denne modellen har vi oppnådd lovende resultat for massflytprediksjonen, spesielt i lys av enkelheten til hybridmodellen. Videre beholder også hybridmodellen tolkbarheten assosiert med mekanistiske systemmodeller. Dette arbeidet har vist at man kan bruke hybrid modelleringsteknikk til a predikere multifaseflyt, og etablert grunnarbeid for å kunne utvide denne typen modellering til andre systemer.

Accurately predicting the multiphase mass flow from petroleum production wellbores is of great interest in the production of hydrocarbons. Traditional approaches to this problem include well testing, and in later times, mulitphase flow meters. In this thesis, a virtual flow meter for a production wellbore using a hybrid modeling technique was developed. This hybrid model leverages the advantages of both first-principle modeling and data-driven modeling techniques. The model was trained using a dataset sourced from a multiphase flow meter. The resulting predictive performance of the model is promising, especially considering the light-weight implementation and retention of the interpretability of the model. This work has shown the viability of using the hybrid modeling technique for mulitphase mass flow, and the results may be extended to hybrid model implementations of other systems.