BR112019024234A2

BR112019024234A2 - Avaliação de reservatório de uma passagem e estimulação durante perfuração

Info

Publication number: BR112019024234A2
Application number: BR112019024234-1A
Authority: BR
Inventors: Lehr Joerg; Grimmer Harald; Wessling Stefan
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2017-05-19
Filing date: 2018-05-11
Publication date: 2020-06-02
Also published as: NO20191390A1; GB201918319D0; GB2577827A; CN110662882B; US20180334903A1; GB2577827B; BR112019024234B1; US10738600B2; WO2018213127A1; CN110662882A

Abstract

um método para perfurar um poço penetrando uma formação de terra inclui: perfurar uma primeira seção do poço; entalhar uma parede do poço em um ou mais locais selecionados com um tipo selecionado de entalhe usando um entalhe para enfraquecimento local definido da formação; realizar um teste de ruptura induzida local e/ou operação de fraturamento local em uma seção anular da primeira seção do poço entre a coluna de perfuração e uma parede do poço usando uma ferramenta de teste compreendendo um packer para fornecer dados de estado de tensão de formação. os um ou mais locais são baseados nos dados do estado de tensão da formação. o método ainda inclui derivar estado de tensão da formação e um parâmetro de fraturamento da formação usando os dados do estado de tensão da formação e perfurando uma segunda seção do poço usando o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento.

Description

AVALIAÇÃO DE RESERVATÓRIO DE UMA PASSAGEM E ESTIMULAÇÃO DURANTE PERFURAÇÃO

REFERÊNCIA CRUZADA AOS PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido provisório US 15/600126, depositado em 19 de maio de 2017, que é incorporado aqui por referência na sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[0002] Os poços são perfurados em formações de terra para várias finalidades, tais como produção de hidrocarbonetos, produção geotérmica e sequestro de dióxido de carbono. Para um uso eficiente dos recursos de perfuração, é desejável que os furos sejam perfurados de maneira a minimizar a possibilidade de colapso ou dano. Além disso, é desejado completar um furo de poço por fraturamento hidráulico de uma maneira que a produção seja máxima ou melhorada. Determinar uma trajetória de poço adequada geralmente requer conhecimento das várias tensões que atuam nas formações da terra. Normalmente, uma composição de fundo é removida de um poço para realizar testes que forneceríam as magnitudes das várias tensões. Infelizmente, a remoção do conjunto de fundo de poço adiciona um tempo considerável necessário para perfurar o poço. Consequentemente, seria bem recebido na indústria de perfuração se métodos e sistemas fossem desenvolvidos para determinar com mais eficiência tensões de formação para estabilidade do poço e maximização ou melhoria da produção.

BREVE SUMÁRIO

[0003] É divulgado um método para perfurar um poço penetrando uma formação de terra. O método inclui: perfurar uma primeira seção do poço usando uma coluna de perfuração; entalhar uma parede do poço em um ou mais locais selecionados com um tipo selecionado de entalhe usando um entalhe disposto na coluna de perfuração para enfraquecimento local definido da formação; realizar um teste de ruptura induzida local (LIBOT) e/ou operação de fratura local em uma seção de anel da primeira seção do poço entre a coluna de perfuração e uma parede do poço usando uma ferramenta de teste com um packer para fornecer dados do estado de tensão da formação, a ferramenta de teste sendo disposta na coluna de perfuração e o packer sendo configurado para isolar a seção anular; derivar o estado de tensão da formação e um parâmetro de fraturamento da formação usando os dados do estado de tensão da formação; e perfurar uma segunda seção do poço usando o

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2/19 estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento; em que o um ou mais locais selecionados são baseados nos dados do estado de tensão da formação.

[0004] Também é divulgado um aparelho para perfurar um poço penetrando uma formação de terra, o aparelho compreendendo: uma coluna de perfuração configurada para perfurar uma primeira seção e uma segunda seção do poço; um entalhe disposto na coluna de perfuração e configurado para entalhar uma parede do poço em um ou mais locais selecionados com um tipo selecionado de entalhe para enfraquecimento local definido da formação; uma ferramenta de teste com um packer disposto na coluna de perfuração, a ferramenta de teste sendo configurada para executar um teste de ruptura induzida local (LIBOT) e/ou operação de fratura local em uma seção de anular da primeira seção do poço entre a coluna de perfuração e uma parede do poço para fornecer dados de estado de tensão de formação, o packer sendo configurado para isolar a seção de anular; um processador configurado para derivar um estado de tensão da formação e um parâmetro de fraturamento da formação usando os dados do estado de tensão da formação; e um controlador configurado para controlar uma direção de perfuração da coluna de perfuração para perfurar a segunda seção do poço em uma direção selecionada usando o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento; em que o um ou mais locais selecionados são baseados nos dados do estado de tensão da formação.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0005] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes em nenhuma circunstância. Em referência aos desenhos anexos, elementos semelhantes são enumerados de forma semelhante:

[0006] A FIG. 1 representa aspectos da nomenclatura usada para descrever a principal distribuição de tensão;

[0007] A FIG. 2 descreve aspectos da concentração de tensão em poços verticais;

[0008] As FIGS. 3A e 3B, referidas coletivamente como FIG. 3, descrevem aspectos de concentrações de tensão em poços horizontais perfurados na direção da tensão horizontal mínima;

[0009] As FIGS. 4A e 4B, referidos coletivamente como FIG. 4, descrevem aspectos das concentrações de tensão nos poços horizontais perfurados na direção da tensão horizontal máxima;

[0010] A FIG. 5 representa aspectos de um teste de ruptura induzida local;

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[0011] A FIG. 6 representa aspectos de um teste de pressão in situ e propagação de fraturas em um regime de tensão de deslizamento ou com falha reversa;

[0012] A FIG. 7 representa aspectos de um teste de integridade da formação e um teste de ruptura induzida;

[0013] A FIG. 8 representa aspectos de perfuração e completação verticais;

[0014] A FIG. 9 representa aspectos da perfuração e completação da seção de construção e um primeiro teste de reservatório;

[0015] A FIG. 10 representa aspectos de entalhe de uma parede de um poço à medida que uma coluna de perfuração é puxada para fora do poço;

[0016] A FIG. 11 representa aspectos de um sistema de energia geotérmica;

[0017] A FIG. 12 representa aspectos de fórmulas para rupturas de furo de poço e fraturas por tração;

[0018] A FIG. 13 representa aspectos de um furo de poço entalhado em espiral; e

[0019] A FIG. 14 é um fluxograma para um método para executar uma operação de reservatório.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0020] Uma descrição detalhada de uma ou mais modalidades do aparelho e método divulgados apresentados no presente documento a título de exemplificação e não limitação com referência às Figuras.

[0021] São divulgadas modalidades de métodos e aparelhos para estimar parâmetros de tensão de uma formação de terra usando equipamento conectado a uma coluna de perfuração que está perfurando um poço nessa formação de terra. Os parâmetros de tensão podem ser estimados sem remover a coluna de perfuração do poço e, portanto, podem ser estimados em uma execução do processo de perfuração. Usando os parâmetros de tensão estimados, uma trajetória que pode incluir a direção de construção para esse poço e/ou parâmetros de perfuração pode ser determinada para minimizar a possibilidade de danos, como rupturas ou colapso, ao poço. Além disso, a produção de hidrocarboneto pode ser aprimorada executando uma ou mais operações no poço, como entalhar a parede do poço, quando a coluna de perfuração é puxada para fora do poço ou durante a perfuração de uma seção de produção. Consequentemente, a estimativa de parâmetros e a trajetória de

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4/19 perfuração e a realização de aprimoramentos de produção podem ser realizadas em uma execução da coluna de perfuração, melhorando assim o uso eficiente dos recursos.

[0022] A FIG. 1 descreve aspectos da nomenclatura usada para descrever a distribuição de tensão principal para regimes de tensão normal de deslizamento e com falha reversa. Em geral, os regimes de tensão com falha reserva podem ser determinados por análise de superfície.

[0023] A FIG. 2 representa aspectos da concentração de tensão em um poço vertical 2 (também pode ser referido como furo de poço) e assume-se, por simplicidade e propósitos de ensino, que a direção do princípio de tensão se alinha com as direções vertical e horizontal, respectivamente. As rupturas 21 são orientadas na direção de Shmin. As Fraturas por Tração (TFs) 22 são orientadas na direção de Sumax. As setas na circunferência do poço indicam tensão compressiva próximo às rupturas 2f e tensão de tração próxima às TFs 22. P_mrepresenta o fluido de perfuração ou a pressão da lama a uma certa profundidade. Nos furos verticais, a falha é determinada pela força de compressão e tração da rocha de formação e pelas tensões circunferenciais e radiais redistribuídas, que por sua vez dependem de Sumax e Shmin- A tensão vertical não tem impacto na falha do poço.

[0024] A FIG. 3 mostra aspectos das concentrações de tensão nos furos horizontais perfurados na direção da tensão horizontal mínima Shmin. A FIG. 3 A ilustra as rupturas 21 e TFs 22 em um regime de tensão de deslizamento ou com falha reversa. A FIG. 3B ilustra as rupturas 21 e as TFs 22 em um regime de tensão com falha normal. Nos poços horizontais perfurados na direção de Shmin, a falha é determinada pela força de compressão e tração da rocha de formação e pelas tensões de aro e radiais redistribuídas, que por sua vez dependem de Sumax e S_v, Shmin não tem impacto de falha do poço.

[0025] A FIG. 4 representa aspectos das concentrações de tensão nos furos horizontais perfurados na direção da tensão horizontal máxima Sumax. A FIG. 4A ilustra as rupturas 21 e TFs 22 em um regime de tensão com falha reversa. A FIG. 4B ilustra as rupturas 21 e as TFs 22 em um regime de tensão com falha normal ou de deslizamento. Nos poços horizontais perfurados na direção de Sumax, a falha é determinada pela força de compressão e tração da rocha de formação e pelas tensões circunferenciais e radiais redistribuídas, que por sua vez dependem de Sumin e S_v, Sumax não tem impacto de falha do poço.

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[0026] A partir da observação da comparação das FIGS. 3 e 4 é a magnitude de Sumax and Shmin na criação de fraturas ou rupturas à tração podem ser vistos. Se Shmax 6 Shmin de magnitude diferente, o comportamento da falha será diferente, definindo a direção da perfuração em Sumax ou Shmin afetará o comportamento da falha.

[0027] A FIG. 5 representa aspectos de um teste de ruptura induzida local (LIBOT). Uma ferramenta de teste 50 disposta no poço 2 está configurada para conduzir o LIBOT. A ferramenta de teste 50 é fixada a uma coluna de perfuração para perfurar o poço 2 e pode ser parte de uma composição de fundo (BHA). Na modalidade da FIG. 5, a ferramenta de teste 50 inclui um primeiro packer 51 e um segundo packer 52. Em uma ou mais modalidades, cada packer inclui um material elastomérico que pode ser inflado hidraulicamente entre um corpo 53 da ferramenta de teste 50 e uma parede do poço 2, a fim de isolar um espaço anular 54 entre o primeiro packer 51 e o segundo packer 52 . Depois que o espaço anular 54 é isolado, a pressão no espaço anular 54 diminui e a observação do desenvolvimento da ruptura é realizada usando um ou mais sensores 55 na ferramenta de teste 50. Os sensores 55 podem ser distribuídos em tomo ou ao redor da ferramenta de teste 50, a fim de fornecer uma cobertura de observação de 360° ao redor do poço 2. Modalidades não limitativas dos sensores 55 incluem sensores de imageamento, como sensores acústicos, sensores de densidade, sensores de radiação gama e/ou sensores de resistividade. Outros tipos de sensores configurados para detectar a ocorrência de interrupções também podem ser usados. A pressão no espaço anular 54 pode ser reduzida reduzindo o peso da lama na coluna de perfuração ou usando uma bomba 56 em comunicação de fluido com o espaço anular 54. A comunicação de fluido pode ser através de uma abertura (não mostrada) no corpo da ferramenta 53. A pressão no espaço anular 54 pode ser detectada por um sensor de pressão 57. O sensor de pressão 57 pode transmitir dados de pressão para um sistema de processamento de computador de superfície 58 usando telemetria, como lama pulsada ou tubo de perfuração com fio. Similarmente, dados dos um ou mais sensores 55 podem ser transmitidos para o sistema de processamento de computador de superfície 58. O sistema de processamento de computador de superfície 58 é configurado para registrar e/ou processar dados recebidos dos um ou mais sensores 55 e/ou sensor de pressão 57, a fim de produzir dados LIBOT. Alternativamente ou além disso, os eletrônicos de fundo de poço 59 podem registrar e/ou processar esses dados.

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[0028] Uma vez que uma ruptura é observada usando um ou mais sensores 55, a redução de pressão no espaço anular 54 é interrompida para limitar os danos ao poço 2. A partir da observação de interrupção e dos dados de pressão, é possível derivar o estado e a direção da tensão. Por exemplo, a largura de uma ruptura pode ser medida usando o um ou mais sensores 55. A largura de uma ruptura depende da relação entre a força da rocha compressiva e a magnitude das tensões redistribuídas ao redor do poço, enquanto as tensões redistribuídas, por sua vez, dependem da pressão no espaço anular 54. Para um poço vertical, uma relação matemática entre tensões e a largura de ruptura φπ é dada pela fórmula apresentada na FIG. 12 com referência à ilustração anexa. Na fórmula apresentada na FIG. 12:

P_p = pressão dos poros, MPa, psi, Ibm/gal;

= maior tensão principal, MPa, psi;

Ó3 = menor tensão principal, MPa, psi;

S_Hmin = menor tensão horizontal, MPa, psi, Ibm/gal;

5//max = maior tensão horizontal, MPa, psi, Ibm/gal;

AP = diferença entre a pressão do fluido em um poço e a pressão dos poros;

AT = diferença de temperatura entre o fluido em um poço e a rocha adjacente;

Θ = ângulo em torno do furo de poço medido a partir da direção 5//max, graus;

μ = coeficiente de atrito deslizante em um plano fraco preexistente, onde μ = tanA;

σ = tensão efetiva em Terzaghi, MPa, psi;

σι, σ₂, = tensões máximas, intermediárias e menos efetivas, MPa, psi;

<73 a_rr = tensão normal efetiva atuando na direção radial, MPa, psi; e

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7/19 σβθ_; = a tensão efetiva no aro, MPa, psi.

[0029] A FIG. 6 representa aspectos de um teste de pressão in situ e propagação de fraturas em um regime de tensão de deslizamento ou com falha reversa. Neste teste de pressão in situ, o primeiro packer 51 e o segundo packer 52 são ajustados e a pressão é aplicada ao espaço anular 54, aumentando assim a pressão no espaço anular 54. A bomba 56 pode ser usada para aplicar a pressão. O início da fratura ocorre na direção da tensão horizontal máxima Sumax. A concentração de tensão no packer inflado interrompe a propagação de fissuras. A iniciação e propagação do disco de fratura ocorre na direção de Sumax C Sv·

[0030] A FIG. 7 descreve aspectos de um teste de integridade da formação (FIT) e um LIBOT. Aspectos de dois testes de integridade da formação são ilustrados ao longo do eixo X entre 0 e 14. A direita de 14 no eixo X, são ilustrados aspectos do teste de ruptura induzida local. O segundo FIT pode ser usado para verificar os dados obtidos no primeiro FIT. LOP refere-se à Pressão de Vazamento. LOP é a pressão na qual o fluido no poço começa a vazar para a formação. FBP é a pressão de ruptura da formação. FBP é a pressão na qual a formação fratura, impedindo assim um aumento na pressão. FPP é a Pressão de Propagação da Fratura. FPP é a pressão que é mantida à medida que o fluido se propaga em fraturas e propaga a fratura ainda mais na formação. ISIP é a pressão instantânea de fechamento. ISIP é a pressão na qual as superfícies de fratura começarão a tocar. O ISIP está nesse tipo de teste, a pressão da tensão de princípio mínima. Durante o LIBOT, a pressão no anel isolado é diminuída como ilustrado na FIG. 7.

[0031] A FIG. 8 representa aspectos de perfuração e completação verticais. O poço 2 é perfurado vertical ou quase na vertical (por exemplo, +/- 10 °) usando uma sonda de perfuração 80. A sonda de perfuração 80 está configurada para perfurar o poço 2 girando uma coluna de perfuração 82. A coluna de perfuração 82 inclui uma composição de fundo (BHA) 83 que pode incluir uma broca de perfuração 84. Um revestimento 85 é definido na seção perfurada vertical do poço 2. Sapatas de revestimento 86 estão na parte inferior do revestimento 85. Uma vez que o revestimento 85 é definido, o poço 2 é perfurado à frente das sapatas de revestimento cimentadas 86. O FIT é realizado para testar a integridade do revestimento 85. O LIBOT é realizado para determinar as direções e/ou magnitudes de Shmin e Sumax- Uma ou mais válvulas de coluna podem ser usadas para isolar o interior da coluna

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8/19 de perfuração 82 para realizar o LIBOT. As estacas também podem ser analisadas para determinar as magnitudes de Shmin e Sumax- A partir das magnitudes de Shmin and Sumax, as propriedades do fluido de perfuração e a densidade de circulação equivalente (ECD) do fluido de perfuração podem ser calculadas e configuradas para perfuração à frente das sapatas de revestimento cimentadas 86. O ECD é intencionalmente mantido abaixo da pressão de fratura e acima da pressão dos poros da formação exposta ao poço. Além disso, a direção da construção (isto é, a direção em que o poço começa a se desviar da vertical) pode ser determinada a partir das direções de Shmin and Sumax a fim de diminuir a probabilidade de danos ao poço, como por rupturas ou colapso. Em uma ou mais modalidades, a direção da construção está na direção de Shmin.

[0032] Na modalidade da FIG. 8, a sonda de perfuração 80 inclui um controlador 87. O controlador 87 está configurado para controlar um ou mais parâmetros de perfuração utilizados para perfurar um poço. Em uma ou mais modalidades, um dos parâmetros de perfuração é uma taxa de fluxo de fluido de perfuração que flui através da coluna de perfuração 82. Em nenhum exemplo limitativo, a taxa de fluxo pode ser controlada controlando uma válvula de controle de fluxo (não mostrada) através da qual o fluido de perfuração flui e/ou controlando uma velocidade de uma bomba (não mostrada) que bombeia o fluido de perfuração para a coluna de perfuração 82. O controlador 87 também pode ser configurado para controlar aspectos do LIBOT, como inflar um packer, diminuir a pressão na seção de anel em teste e/ou coletar dados do sensor relacionados à detecção de uma fuga. Também na modalidade da FIG. 8, a sonda de perfuração 80 inclui o sistema de processamento de computador 58. O sistema de processamento de computador 58 está configurado para processar dados obtidos a partir do LIBOT.

[0033] A FIG. 9 representa aspectos da perfuração e completação da seção de construção e um primeiro teste de reservatório. O poço é perfurado na seção de construção em uma direção selecionada, como a direção de Shmin por exemplo. Em seguida, o revestimento 85 é definido na seção de construção. Em seguida, o poço é perfurado além das sapatas de revestimento cimentadas 86 em uma seção de produção. Outro FIT é realizado para testar a integridade do revestimento 85 na seção de construção. Um outro LIBOT é realizado para determinar as direções e/ou magnitudes de Shmin e Sumax- Fragmentos e cascalhos também podem ser analisados para determinar as magnitudes de Shmin e Sumax. Com base nas magnitudes de Shmin e Sumax, parâmetros de perfuração, como peso do fluido

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9/19 de perfuração e ECD, podem ser reajustados. Além disso, um modelo da formação sendo perfurada pode ser atualizado com direções e/ou magnitudes atualizadas de Shmin e Sn™*.

[0034] A FIG. 10 representa aspectos de entalhe de uma parede de um poço à medida que uma coluna de perfuração é puxada para fora do poço. Na modalidade da FIG. 10, a BHA 83 inclui um entalhador 100. O entalhador 100 é configurado para entalhar uma parede do poço 2 em locais selecionados, como por controle remoto. O entalhador 100 pode incluir uma lâmina 101 que está configurada para interagir com uma parede do poço, a fim de formar um entalhe. Em uma ou mais modalidades, a lâmina é movida por um atuador (não mostrado) que recebe um sinal de controle para estender a lâmina 101 nos locais selecionados. Em uma ou mais modalidades, o entalhe pode ser 180° ao redor do poço, 360° ao redor do poço ou alguma outra geometria. O entalhe é configurado para enfraquecer a parede do poço nos locais selecionados, de modo que a formação nos entalhes seja fraturada quando a formação for estimulada, como por fraturamento hidráulico ou tratamento químico. Entalhar a formação enfraquece a resistência da rocha (por exemplo, resistência à tração, cisalhamento e/ou compressão) da formação, de modo que o FBP não precise ser excedido durante um teste de vazamento. A estimulação é tal que a parede do poço só será fraturada nos locais dos entalhes. Em uma ou mais modalidades, o entalhe 100 é configurado para fornecer entalhes que têm uma transição de entalhe suave para impedir que as fraturas se propaguem ao longo do poço. As transições de entalhe suaves podem ser implementadas por extensão e retração suaves da lâmina 101. Os dados LIBOT podem ser usados para determinar o tipo de entalhes a serem instalados nos locais selecionados. Por exemplo, a profundidade dos entalhes e a suavidade das transições podem ser determinadas pela orientação e/ou magnitude das várias tensões. A BHA 83 também pode incluir um ou mais imageadores 102 para identificar locais de entalhes ou um ponto de referência a partir do qual a BHA 83 começou a ser puxado do poço ou do qual os entalhes começaram a ser instalados. Entalhe circunferencial, perpendicular à direção da perfuração, como ilustrado na FIG. 10 pode ser realizada pela utilização de alargador extensível acionado elétrico ou mecânico com uma ou mais lâminas suficientes 101. As lâminas podem ter a forma negativa do Entalhe incorporada na geometria do cortador das lâminas ou podem formar o contorno da observação e do controle da extensão da Transição de Entalhe e Entalhe Suave pela Lâmina 101. O entalhe longitudinal, paralelo à direção de perfuração, pode ser realizado pela extensão de lâminas suficientes 101 com elementos de cortador colocados perpendiculares a uma direção

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10/19 longitudinal e movendo a coluna de perfuração na direção longitudinal enquanto estende as lâminas uma ou mais vezes. A forma e a profundidade do corte da operação podem ser observadas durante o entalhe com os sensores incorporados de BHA. A utilização de módulos incorporados de BHA com cortadores rotativos (por exemplo, lâminas de serra acionadas elétricas ou brocas em forma de esfera) é uma oportunidade adicional para acelerar o entalhe, mas pode aumentar a complexidade da BHA. Qualquer tipo de geometria tridimensional de entalhe (3D) pode ser trabalhada no diâmetro interno do furo de poço com o objetivo de iniciar ou aliviar tensões locais definidas, a fim de derivar condições de tensão e/ou determinar a produtividade de uma seção de formação de interesse. O entalhe não se limita a exercícios circunferenciais ou longitudinais simétricos. O entalhe pode ser realizado com qualquer tipo de formas 3D, por exemplo, formas em espiral ou onda, como ilustrado na FIG. 13 ou simples orifícios/contomos de fresamento em uma direção da circunferência. Os contornos de entalhe podem ser pré-definidos pela utilização de imagens de furo de poço, como as obtidas no processo Geomonitoramento durante a perfuração, bloco 141 na FIG. 14. Nesse caso, uma ferramenta de fresagem integrada da BHA pode aumentar as fraturas naturais identificadas (por exemplo, linhas escuras das imagens do poço) na direção da tensão horizontal ou vertical máxima esperada (por exemplo, ver FIG. 3A e 3B) ou na direção da tensão horizontal mínima esperada (por exemplo, ver FIG. 5). As vantagens desse tipo de operação são o volume reduzido de ruptura (redução de pré-danos no furo de poço) e a redução da pressão diferencial sobre o packer para observar um efeito de ruptura ou fraturamento. Pode-se apreciar que diferentes tipos de entalhes podem ser implementados com base no deslocamento longitudinal e/ou rotação do entalhador. Por exemplo, um entalhe longitudinal pode ser implementado pelo deslocamento longitudinal do entalhe com a lâmina estendida sem rotação do entalhador. Um entalhe circunferencial pode ser implementado pela rotação do entalhador com a lâmina estendida sem deslocamento longitudinal. Um entalhe em espiral pode ser implementado pelo deslocamento longitudinal do entalhe enquanto o entalhe está girando com a lâmina estendida. Um entalhe de onda pode ser implementado com deslocamento longitudinal do entalhador, com a lâmina sendo estendida e retraída em um movimento contínuo. Vários outros tipos de entalhes podem ser implementados por uma combinação dos itens acima.

[0035] Existem várias vantagens em poder ter fraturas em locais selecionados. Uma vantagem está na produção de energia geotérmica. Na produção de energia geotérmica,

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11/19 geralmente existem dois furos, um para a água fria que desce para a formação (perna fria) e outro para a água quente que sobe para a superfície (perna quente). As fraturas nos locais selecionados permitem uma taxa de fluxo conhecida ou estimada de água ou fluido em cada fratura do poço de perna fria para o poço de perna quente. A água fria que flui através de cada fratura é aquecida pela formação. Isso proporciona alta eficiência, menor custo e desempenho previsível. Ver, por exemplo, a FIG. 11, que descreve aspectos da produção geotérmica 110.

[0036] Outra vantagem está relacionada à produção de hidrocarbonetos. Conhecendo a localização das fraturas, telas nas tubulações de produção podem ser colocadas em cada fratura. Controlando a taxa de fluxo de hidrocarbonetos na tubulação de produção, a quantidade de energia elétrica necessária para elevar os hidrocarbonetos produzidos pode ser determinada e corresponder à quantidade de energia disponível. Isso também proporciona alta eficiência, menor custo e desempenho previsível.

[0037] A FIG. 14 é um diagrama de fluxo para um método 140 para executar uma operação de reservatório (ou formação). O bloco 141 refere-se ao monitoramento geográfico durante a perfuração. Este bloco pode incluir as seguintes operações e análises. Perfurar uma primeira seção do poço durante o monitoramento da coluna de perfuração e a perfilagem de formação. Esta etapa do processo inclui o primeiro monitoramento e processamento de um parâmetro do processo de perfuração, como Pressão Diferencial nas seções da coluna de perfuração, Peso na Broca (WOB), Torque, Taxa de penetração (ROP) e vibração induzida na perfuração para identificar alterações nas propriedades mecânicas da formação para fornecer um primeiro conjunto de dados. O primeiro conjunto de dados pode ser usado para determinar a Energia Mecânica Específica (MSE, [MPa]) para destruição de rochas, bem como outros conjuntos de dados para encontrar correlações para compensar os poços. Esta etapa do processo também pode incluir monitoramento de formação em segundo lugar, como Raio Gama, medição de Resistividade, medição de Densidade e Imageamento Geométrico da parede do furo de poço para fornecer um segundo conjunto de dados. O primeiro e o segundo conjuntos de dados podem ser utilizados para calcular e derivar a Resistência Média das Rochas da formação durante a perfuração. A resolução ao longo da seção perfurada depende da taxa de dados dos sistemas de transmissão de dados disponíveis, do poder computacional e da inteligência do software utilizado. A análise de retomo permite o monitoramento e a análise das propriedades químicas da formação (Gás e Fluidos). O

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12/19 monitoramento on-line do tamanho/forma de fragmentos e cascalhos e análises mecânicas frequentes (por exemplo, por esmagamento) podem ser usados para determinar a Resistência à Compressão Não Confinada (UCS) da formação na superfície. As entradas para este bloco podem incluir dados de Potência e Dinâmica de Perfuração, dados de perfilagem durante a perfuração (LWD), produtos químicos de Refluxo, força de corte e pressões diferenciais da coluna de perfuração. As saídas deste bloco podem incluir Resistência Mecânica Média do intervalo perfurado, modelo de formação geológica Atualizado, Modelo de Integridade de Furo de Poço Atualizado (incluindo Densidade de Circulação Equivalente ECD).

[0038] O bloco 142 refere-se à Parada Geográfica. Este bloco pode incluir as seguintes operações e análises. Executar a avaliação de risco do modelo de formação e integridade do furo de poço com base em dados de Geo-Monitoramento e Desvio de Poço. Pare a perfuração em caso de menor margem de segurança, de acordo com a integridade e as informações necessárias sobre o estado de tensão. As entradas para este bloco podem incluir Resistência Mecânica Média do intervalo perfurado, modelo de formação geológica Atualizado, Modelo de Integridade de Furo de Poço Atualizado (Densidade de Circulação Equivalente ECD) e Dados de Desvio de Poço. As saídas deste bloco podem incluir a Decisão de parar a perfuração em uma posição definida e a realização de fratura local e/ou teste de ruptura induzida local.

[0039] O bloco 143 refere-se ao Tratamento, Amostragem e Análise de Laboratório Geográfico. Este bloco pode incluir as seguintes operações e análises. Primeiro, o Entalhe Simétrico e/ou o trabalho local predefinido do material de formação com base nos dados do Geo-Monitoramento e no modelo de formação atualizado, enquanto monitora o parâmetro do trabalho/corte (por exemplo, RPM, Torque, Forças Reativas) com o objetivo de gerar tensão definida aliviada ou áreas enfraquecidas. Segundo, ajuste os elementos de vedação (por exemplo, Packer) entre a formação e a coluna de perfuração, para permitir que a pressão local (por exemplo, comprimento de 3 pés) diminua ou aumente a aplicação sobre a área de treino. Terceiro, executando a análise local do estado de tensão in situ, aumentando ou diminuindo a pressão dentro da seção vedada enquanto monitora, pressão, taxa de fluxo, forma e direção de fraturas ou rupturas (por exemplo, ângulo de ruptura, forma de ruptura, superfície de fratura, profundidade de fratura). Quarto, Determinação do Estado de Tensão por análise dos dados monitorados, incluindo a determinação da tensão horizontal mínima por, por exemplo, através da pressão de fechamento e determinação da direção da direção de

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13/19 tensão horizontal mínima pela posição de ruptura. As entradas para este bloco podem incluir dados de Geo-Monitoramento e modelo de formação atualizado. As saídas para este bloco podem incluir Estados de Tensão Local, Tensão Horizontal Mínima, Direção da Tensão Horizontal Mínima, Pressões de Fratura, Volume da Fratura, profundidade da Fratura, Forma das Rupturas e Fraturas (todas estáticas ou dinâmicas, dependendo da capacidade dos sistemas de monitoramento).

[0040] O bloco 144 refere-se à Geo-Modelagem. Esse bloco pode incluir a Atualização do modelo de formação local (seção investigada) e global com base na análise do estado de tensão local eCálculo do estado de Tensão com base em dados de GeoMonitoramento e Laboratório Geográfico. As entradas para este bloco podem incluir Resistência Mecânica Média do intervalo perfurado, modelo de formação geológica Atualizado, Modelo de Integridade do Furo de Poço Atualizado (Densidade de Circulação Equivalente ECD), propriedades Físicas e Químicas da formação, Estados de Tensão Local, Tensão Horizontal Mínima, Direção da Tensão Horizontal Mínima, Pressões de Fraturamento, Volume de Fratura, profundidade de Fratura, Forma de Rupturas e Fraturas (todas estáticas ou dinâmicas, dependendo da capacidade dos sistemas de monitoramento). As saídas para este bloco podem incluir Estado de Tensão Global, Estado de Tensão Local com maior precisão, Pressão Horizontal Máxima, Direção da Tensão Horizontal Máxima e outras tensões ou estados de tensão.

[0041] O bloco 145 refere-se ao Geo-Ajuste. Este bloco pode incluir a perfuração de uma segunda seção do poço de acordo com o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento da formação e o Cálculo do estadiamento e produtividade da Fratura. As entradas para este bloco podem incluir Estado de Tensão Global, Estado de Tensão Local com maior precisão, Pressão Horizontal Máxima, Direção da Tensão Horizontal Máxima e outras tensões ou estados de tensão. As saídas para este bloco podem incluir Perfuração de Baixo Risco (menos tempo improdutivo), Caminho do Poço otimizado para Produção, Habilitação de completações de orifício aberto, Estado de Tensão de poços de Exploração ou poços com mudança de estado de tensão, Parâmetro de Fraturamento para recuperação máxima e para atingir a meta de produção.

[0042] O bloco 146 refere-se a determinar se a meta de produção e recuperação é alcançável. Se possível, prossiga para o bloco 147, relacionado a Parar Perfuração.

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[0043] O bloco 148 refere-se à Geo-Estimulação durante a Perfuração. Este bloco pode incluir a mudança de fluido de perfuração para fluido de fraturamento e a estimulação de orifício aberto das zonas de fraturamento identificadas ao executar a coluna de perfuração fora do orifício. O entalhador pode ser usado para ampliar e/ou alargar e/ou entalhar as seções de fratura identificadas e/ou remover a torta de filtração.

[0044] Um exemplo de um método para perfurar um poço penetrando uma formação de terra. Uma primeira etapa exige a perfuração de uma primeira seção do poço usando uma coluna de perfuração. Em uma ou mais modalidades, a coluna de perfuração é operada por uma sonda de perfuração. Em uma ou mais modalidades, a primeira seção é substancialmente vertical.

[0045] Uma segunda etapa exige o entalhe de uma parede do poço em um ou mais locais selecionados com um tipo selecionado de entalhe usando um entalhe disposto na coluna de perfuração para enfraquecimento local definido da formação. Modalidades não limitativas do tipo de entalhe incluem circunferenciais, longitudinais, espirais e/ou ondas.

[0046] Uma terceira etapa exige a execução de um teste de ruptura induzida local (LIBOT) e/ou operação de fraturamento local em uma seção anular da primeira seção do poço entre a coluna de perfuração e uma parede do poço usando uma ferramenta de teste com um packer para fornecer dados de estado de tensão de formação, a ferramenta de teste sendo disposta na coluna de perfuração e o packer sendo configurado para isolar a seção de anular. Os dados do estado de tensão da formação podem ser usados para determinar os um ou mais locais selecionados para entalhar a parede do poço.

[0047] Uma quarta etapa exige derivar o estado de tensão da formação e um parâmetro de fraturamento da formação usando os dados do estado de tensão da formação. Esta etapa pode ser implementada por um processador.

[0048] Uma quinta etapa exige a perfuração de uma segunda seção do poço usando o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento. Em uma ou mais modalidades, um controlador é usado para controlar uma direção de perfuração da coluna de perfuração para perfurar a segunda seção do poço em uma direção selecionada usando o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento.

[0049] A seguir estão algumas modalidades da divulgação anterior:

[0050] Modalidade 1. Método para perfurar um poço penetrando uma formação de terra, o método compreendendo: perfurar uma primeira seção do poço usando uma coluna

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15/19 de perfuração; entalhar uma parede do poço em um ou mais locais selecionados com um tipo selecionado de entalhe usando um entalhe disposto na coluna de perfuração para enfraquecimento local definido da formação; realizar um teste de ruptura induzida local (LIBOT) e/ou operação de fratura local em uma seção de anel da primeira seção do poço entre a coluna de perfuração e uma parede do poço usando uma ferramenta de teste compreendendo um packer para fornecer dados do estado de estresse da formação, a ferramenta de teste sendo disposta na coluna de perfuração e o packer sendo configurado para isolar a seção anular; derivar o estado de estresse da formação e um parâmetro de fraturamento da formação usando os dados do estado de estresse da formação; e perfurar uma segunda seção do poço usando o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento; em que o um ou mais locais selecionados são baseados nos dados do estado de estresse da formação.

[0051] Modalidade 2. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o teste de ruptura induzida local compreende: inflar o packer; pressão decrescente na seção anular; detectar uma ruptura em uma parede do poço usando um sensor para fornecer uma direção da ruptura; e detectar pressão no anel isolado quando a ruptura é detectada usando um sensor de pressão para fornecer uma pressão de ruptura.

[0052] Modalidade 3. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que os dados do estado de tensão de formação compreendem uma direção da ruptura na parede do poço.

[0053] Modalidade 4. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda estimar com um processador uma direção de uma tensão horizontal máxima e uma tensão horizontal mínima usando a direção da ruptura.

[0054] Modalidade 5. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a perfuração da segunda seção do poço usando o estado de tensão derivado e os dados do parâmetro de fraturamento é baseada na direção da tensão horizontal máxima e da tensão horizontal mínima.

[0055] Modalidade 6. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o LIBOT compreende ainda uma pressão de ruptura.

[0056] Modalidade 7. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda estimar uma magnitude da tensão horizontal máxima e da tensão horizontal mínima usando a pressão de ruptura.

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[0057] Modalidade 8. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda ajustar um parâmetro de perfuração usado na perfuração da segunda seção com base na magnitude da tensão horizontal máxima e na tensão horizontal mínima usando um controlador.

[0058] Modalidade 9. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a primeira seção do poço compreende uma seção substancialmente vertical.

[0059] Modalidade 10. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a segunda seção do poço compreende uma seção de construção do poço.

[0060] Modalidade 11.0 método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que os um ou mais locais estão em uma seção de produção do poço.

[0061] Modalidade 12. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a seção de produção é configurada para produzir energia geotérmica e os um ou mais locais são configurados para serem fraturados para se conectar a outro poço.

[0062] Modalidade 13. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a seção de produção é configurada para produzir hidrocarbonetos e os um ou mais locais são configurados para serem fraturados para produzir os hidrocarbonetos nos um ou mais locais.

[0063] Modalidade 14. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o packer compreende um primeiro packer e um segundo packer que estão configurados para isolar a seção anular.

[0064] Modalidade 15. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a seção de anel é isolada pelo packer em uma extremidade e uma extremidade do poço na outra extremidade.

[0065] Modalidade 16. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda atualizar um modelo de formação de reservatório inteiro usando os dados do estado de tensão da formação.

[0066] Modalidade 17. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda realizar uma estimulação final do reservatório durante a operação de perfuração com base no estado de tensão avaliado e calculado do reservatório e na produtividade da fratura local.

[0067] Modalidade 18. Um aparelho para perfurar um poço penetrando uma formação de terra, o aparelho compreendendo: uma coluna de perfuração configurada para

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17/19 perfurar uma primeira seção e uma segunda seção do poço; um entalhe disposto na coluna de perfuração e configurado para entalhar uma parede do poço em um ou mais locais selecionados com um tipo selecionado de entalhe para enfraquecimento local definido da formação; uma ferramenta de teste compreendendo um packer disposto na coluna de perfuração, a ferramenta de teste sendo configurada para executar um teste de ruptura induzida local (LIBOT) e/ou operação de fratura local em uma seção de anular da primeira seção do poço entre a coluna de perfuração e uma parede do poço para fornecer dados de estado de tensão de formação, o packer sendo configurado para isolar a seção de anular; um processador configurado para derivar um estado de estresse da formação e um parâmetro de fraturamento da formação usando os dados do estado de estresse da formação; e um controlador configurado para controlar uma direção de perfuração da coluna de perfuração para perfurar a segunda seção do poço em uma direção selecionada usando o estado de tensão derivado e o parâmetro de fraturamento; em que o um ou mais locais selecionados são baseados nos dados do estado de estresse da formação.

[0068] Modalidade 19.0 aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o controlador é ainda configurado para controlar um ou mais parâmetros de perfuração para perfurar a segunda seção do poço com base nos dados do estado de tensão da formação.

[0069] Modalidade 20. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que os um ou mais parâmetros de perfuração compreendem uma taxa de fluxo de fluido de perfuração que flui através da coluna de perfuração.

[0070] Modalidade 21.0 aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a ferramenta de teste está configurada para: inflar o packer; diminuir a pressão na seção anular; detectar a ruptura na parede do poço usando um sensor para fornecer uma direção da ruptura; e sentir a pressão no anel isolado quando a fuga é detectada usando um sensor de pressão para fornecer uma pressão de fuga.

[0071] Modalidade 22. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que os dados do estado de tensão de formação compreendem uma direção da ruptura na parede do poço e o aparelho compreende ainda um processador configurado para estimar uma direção de uma tensão horizontal máxima e uma tensão horizontal horizontal mínima usando a direção da ruptura.

[0072] Em apoio aos ensinamentos no presente documento, vários componentes de análise podem ser usados, incluindo um sistema analógico e/ou digital. Por exemplo, o

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18/19 sistema de computador 58, os eletrônicos de fundo de poço 59 e/ou o controlador 87 podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes, tais como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, links de comunicação (com fio, sem fio, lama pulsada, ópticos ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros desses componentes (tais como resistores, capacitores, indutores e outros) para proporcionar operação e análises do aparelho e dos métodos divulgados neste documento de qualquer uma de várias maneiras bem apreciadas na técnica. Considera-se que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis em computador armazenado em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), óptico (CD -ROMs), ou magnético (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executados, fazem um computador executar o método da presente invenção. Essas instruções podem prever o funcionamento do equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções consideradas relevantes por um projetista, proprietário, usuário do sistema ou outra pessoa, além das funções descritas nesta divulgação.

[0073] Adicionalmente, vários outros componentes podem ser incluídos e solicitados para fornecer aspectos dos ensinamentos no presente documento. Por exemplo, uma fonte de alimentação, componente de refrigeração, componente de aquecimento, ímã, eletroímã, sensor, eletrodo, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade óptica, unidade elétrica ou unidade eletromecânica pode ser incluída no suporte aos vários aspectos discutidos neste documento ou em apoio de outras funções além desta divulgação.

[0074] Os elementos das modalidades foram introduzidos seja com os artigos um ou uma. Os artigos pretendem significar que há um ou mais dos elementos. Os termos “incluindo” e “tendo” e semelhantes se destinam a serem inclusivos de modo que possa haver elementos adicionais além dos elementos listados. A conjunção ou quando usada com uma lista de pelo menos dois termos destina-se a significar qualquer termo ou combinação de termos. O termo configurado se relaciona a uma ou mais limitações estruturais de um dispositivo que são necessárias para que o dispositivo execute a função ou operação para a qual o dispositivo é configurado.

[0075] O diagrama de fluxo descrito aqui é apenas um exemplo. Podem haver muitas variações em relação a este diagrama ou às etapas (ou operações) descritas neste documento sem que haja desvio do escopo da invenção. Por exemplo, outras operações, como o

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19/19 resfriamento, podem ser realizadas em determinados pontos sem alterar a sequência específica de operações divulgadas uma em relação à outra. Todas estas variações são consideradas uma parte da invenção reivindicada.

[0076] A divulgação ilustrativamente divulgada pode ser praticada na ausência de qualquer elemento que não seja especificamente divulgado aqui.

[0077] Embora uma ou mais modalidades sejam ilustradas e descritas, modificações e substituições podem ser feitas sem se afastar do espírito e do escopo da invenção. Por conseguinte, deve ser compreendido que a presente invenção foi descrita por meio de ilustrações e não de limitação.

[0078] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem prover certas funcionalidades ou características necessárias ou benéficas. Desta forma, essas funções e recursos que podem ser necessárias em apoio às reivindicações anexas e suas variações são reconhecidas como inerentes a uma parte dos ensinamentos deste documento e a uma parte da invenção descrita.

[0079] Embora a invenção tenha sido descrita com referências a modalidades exemplificativas, será entendido que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem se afastar do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão apreciadas para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da invenção sem se afastar do escopo essencial da mesma. Desta forma, pretende-se que a invenção não seja limitada a determinada modalidade divulgada como o melhor modo previsto para a realização desta invenção, mas que irá incluir todas as modalidades abrangidas pelo escopo das reivindicações anexas.

Claims

1. Método (140) para a construção de um poço (2) penetrando em uma formação, o método (140), caracterizado por:

entalhar a formação para formar um. entalhe;

alterar a pressão no entalhe;

detectar uma alteração do entalhe usando um sensor para fornecer dados do sensor; e construir o poço (2) usando os dados do sensor.

2. Método (140), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda:

inflar um packer próximo ao entalhe para isolar o entalhe em uma seção anular (54);

em que: a mudança compreende diminuir a pressão na seção anular (54); e a detecção compreende detectar uma ruptura (21) em uma parede do poço (2) usando um sensor para fornecer uma direção da raptara (21); e detectar pressão no espaço anular isolado (54) quando a ruptura é detectada usando um sensor de pressão para fornecer uma pressão de ruptura.

3. Método (140), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os dados do sensor compreendem uma direção da raptara (21) na parede do poço (2).

4. Método (140), de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda estimar com um processador uma direção de uma tensão horizontal máxima e uma tensão horizontal mínima usando a direção da raptara (21).

5. Método (140), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a construção do poço (2) usando os dados do sensor é baseada na direção da tensão horizontal máxima e da tensão horizontal mínima.

6. Método (140), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que compreende ainda estimar uma magnitude da tensão horizontal máxima e da tensão horizontal mínima usando a pressão de ruptura.

7. Método (140), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende ainda ajustar um parâmetro de perfuração usado na construção do poço com base na magnitude da tensão horizontal máxima e na tensão horizontal mínima usando um. controlador (87).

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8. Método (140), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o entalhe está em uma seção substancialmente vertical do poço (2).

9. Método (140), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o poço construído (2) compreende uma seção de construção.

10. Método (140), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o entalhe está em uma seção de produção do poço (2).

11. Método (140), de acordo com. a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a seção de produção é configurada para produzir energia geotérmica e a localização do entalhe é configurada para ser fraturada para conectar-se a outro poço (2).

12. Método (140), de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a seção de produção é configurada para produzir hidrocarbonetos e um local do entalhe é configurado para ser fraturado para produzir os hidrocarbonetos.

13. Método (140), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda realizar uma estimulação final do reservatório durante a operação de perfuração com base no estado de tensão avaliado e computado do reservatório e na produtividade local de fratura derivada dos dados do sensor.

14. Aparelho para a construção de um poço penetrando uma formação, o aparelho, caracterizado pelo fato de que:

um entalhe (100) configurado para entalhar a formação para formar um entalhe;

uma ferramenta configurada para alterar a pressão no entalhe;

um sensor configurado para detectar uma alteração do entalhe para fornecer dados do sensor; e aparelho configurado para construir o poço (2) usando os dados do sensor.

15. Método (140), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda executar pelo menos um de um teste de ruptura induzida local (LIBOT) e uma operação de fratura local na formação usando uma ferramenta de teste (50) disposta no poço (2) que penetra a formação.