BRPI0613857B1 - Método e aparelho associado com a produção de hidrocarbonetos - Google Patents
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Abstract
método e aparelho associado com a produção de hidrocarbonetos. um método e aparelho associados com várias fases de uma completação de poço. em uma concretização, um método é descrito que comreende identificar modos de falha para uma completação de poço. pelo menos um limite técnico associado com cada um dos modos de falha é obtido. então, uma função objetiva para a completação de poço é formulada. então, a função objetiva é resolvida para criar um limite de desempenho de poço.
Description
(54) Título: MÉTODO E APARELHO ASSOCIADO COM A PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS (51) Int.CI.: E21B 41/00; E21B 47/00; E21B 49/00 (52) CPC: E21B 41/0092,E21B 47/0006,E21B 49/006 (30) Prioridade Unionista: 27/07/2005 US 60/702807 (73) Titular(es): EXXONMOBIL UPSTREAM RESEARCH COMPANY (72) Inventor(es): BRUCE A. DALE; RAHUL PAKAL; JASON A. BURDETTE; DAVID C. HAEBERLE; SCOTT R. CLINGMAN
1/41 “MÉTODO E APARELHO ASSOCIADO COM A PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS”
REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS [0001] Este pedido reivindica o benefício de Pedido Provisório US 60/702.807, depositado em 27 julho de 2005.
FUNDAMENTO [0002] Esta seção é pretendida para apresentar ao leitor os vários aspectos de arte, que podem ser associados com concretizações exemplares das presentes técnicas, que são descritas e/ou reivindicadas abaixo. Esta discussão é acreditada ser útil em prover o leitor com informação para facilitar um melhor entendimento de aspectos particulares das presentes técnicas. Por conseguinte, deveria ser entendido que estas declarações são para serem lidas neste senso, e não necessariamente como admissões da arte anterior.
[0003] A produção de hidrocarbonetos, tais como petróleo e gás, foi executada durante numerosos anos. Para produzir estes hidrocarbonetos, um ou mais poços de um campo são tipicamente perfurados em um local de subsuperfície, que geralmente é chamada uma formação subterrânea ou bacia. O processo de produzir hidrocarbonetos do local de subsuperfície envolve tipicamente várias fases de uma fase de seleção de conceito a uma fase de produção. Tipicamente, vários modelos e ferramentas são utilizados nas fases de projeto antes de produção dos hidrocarbonetos para determinar os locais de poços, estimar desempenho de poço, estimação de reservas, e plano para o desenvolvimento das reservas. Além disso, a formação de subsuperfície pode ser analisada para determinar o fluxo dos fluidos e propriedades ou parâmetros estruturais de geologia de rocha. Na fase de produção, os poços operam para produzir os hidrocarbonetos do local de subsuperfície.
[0004] Geralmente, as fases de seleção de conceito para produção são executadas em operações seriais. Por conseguinte, os modelos utilizados nas fases diferentes são especializados e dirigidos a uma aplicação específica para essa fase. Como resultado desta especialização, os modelos de poço empregados em fases diferentes tipicamente usam suposições simplistas para quantificar potencial de
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2/41 desempenho de poço, que introduzem erros na avaliação e análise de desempenho de poço. Os erros na predição e/ou avaliação de desempenho de poço podem impactar economia para o desenvolvimento de campo. Por exemplo, durante uma das fases de projeto de poço, tal como uma fase de completação de poço, falha para considerar precisamente os efeitos de geometria de completação de poço, condições de produção, efeitos geomecânicos, e mudanças em composições de fluido produzido, podem resultar em erros de estimação de taxas de produção. Então, durante a fase de produção subseqüente, as taxas de produção atuais e desempenho de poço podem ser mal interpretados por causa dos erros em modelos de desempenho de poço simplificados. Como resultado, ações corretivas de poço (isto é, retrabalhos de poço), que são caros e potencialmente ineficazes, pode ser utilizadas em tentativas para estimular produção do poço.
[0005] Ademais, outros modelos de engenharia podem ser projetados especificamente para uma aplicação particular ou oportunidade de desenvolvimento. Estes modelos podem ser complicados demais e requerem grandes durações de tempo para processar a informação específica para a aplicação particular. Quer dizer, os modelos de engenharia são complexos demais e levam durações consideráveis de tempo para executar os cálculos para um único poço de interesse. Porque estes modelos são dirigidos a oportunidades específicas de aplicação ou desenvolvimento, não é prático ou possível conduzir estudos diferentes para otimizar o projeto de completação de poço e/ou usar o modelo de engenharia para assegurar que cada poço esteja produzindo à sua capacidade total.
[0006] Por conseguinte, a necessidade existe por um método e aparelho para modelar desempenho de poço para predição, avaliação, otimização, e caracterização de um poço em várias fases do desenvolvimento de poço baseado em um modelo físico casado.
[0007] Outro material relacionado pode ser achado em Yarlong Wang et al., A Coupled Reservoir-Geomechanics Model and Applications to Wellbore Stability and Sand Prediction, SPE 69718, 12 de março de 2001; e David L. Tiffin, Drawdown Guidelines for Sand Control Completions, SPE 84495, 5 de outubro de 2003.
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SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0008] Em uma concretização, um método é descrito. O método compreende identificar modos de falha para uma completação de poço. Pelo menos um limite técnico associado com cada um dos modos de falha é obtido. Então, uma função objetiva para otimização de desempenho de poço é formulada. Então, um problema de otimização é resolvido usando a função objetiva e pelo menos um limite técnico para otimizar desempenho de poço.
[0009] Em uma concretização alternativa, um aparelho é exposto. O aparelho compreende um processador com uma memória acoplada ao processador e um aplicativo que é acessível pelo processador. O aplicativo é configurado para receber modos de falha para um de poço ou completação de poço; obter pelo menos um limite técnico associado com cada um dos modos de falha; formular uma função objetiva para otimização de desempenho de poço; resolver um problema de otimização usando a função objetiva e pelo menos um limite técnico para otimizar desempenho de poço; e prover a solução otimizada a um usuário.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0010] As vantagens antecedentes e outras da presente técnica podem se tornar aparentes ao ler a descrição detalhada seguinte e na referência aos desenhos, em que:
[0011] Figura 1 é um sistema de produção exemplar de acordo com certos aspectos das presentes técnicas;
[0012] Figura 2 é um sistema de modelagem exemplar de acordo com certos aspectos das presentes técnicas;
[0013] Figura 3 é um fluxograma exemplar do desenvolvimento de superfícies de resposta para limites de operabilidade de poço de acordo com aspectos das presentes técnicas;
[0014] Figura 4 é um gráfico exemplar de extração abaixo de poço contra esgotamento de área de drenagem de poço do poço na Figura 1 de acordo com as presentes técnicas;
[0015] Figura 5 é um fluxograma exemplar do desenvolvimento de superfícies de
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4/41 resposta para limites de produtibilidade de poço de acordo com aspectos das presentes técnicas;
[0016] Figuras 6A e 6B são gráficos exemplares de limite de produtibilidade de poço do poço na Figura 1 de acordo com as presentes técnicas;
[0017] Figura 7 é um fluxograma exemplar do desenvolvimento de limites físicos acoplados de acordo com aspectos das presentes técnicas;
[0018] Figura 8 é um gráfico exemplar da extração abaixo contra esgotamento do poço na Figura 1 de acordo com as presentes técnicas;
[0019] Figura 9 é um fluxograma exemplar da otimização de limites técnicos de acordo com aspectos das presentes técnicas; e [0020] Figuras 10A-10C são gráficos exemplares da otimização de desempenho do poço da Figura 1 de acordo com as presentes técnicas.
DESCRIÇÃO DETALHADA [0021] Na descrição detalhada seguinte, as concretizações específicas da presente invenção serão descritas com relação as suas concretizações preferidas. Porém, à extensão que a descrição seguinte é específica a uma concretização particular ou um uso particular das presentes técnicas, isto é pretendido ser somente ilustrativo e meramente provê uma descrição concisa das concretizações exemplares. Por conseguinte, a invenção não está limitada às concretizações específicas descritas abaixo, mas em lugar disso, a invenção compreende todas as alternativas, modificações, e equivalentes caindo dentro da verdadeira extensão das reivindicações anexas.
[0022] A presente técnica é dirigida a um método para otimizar desempenho de poço integrado para um poço específico. Sob a presente técnica, um parâmetro relacionado a desempenho de poço, tal como maximizar recuperação de hidrocarbonetos do poço, pode ser selecionado para otimização. Baseado em parâmetro de desempenho de poço ou função de poço, uma Função Objetiva e constrangimentos de otimização são definidos por um ou mais limites técnicos, tais como o limite de operabilidade de poço, limite de produtibilidade de poço, ou limites técnicos físicos acoplados. Os resultados desta Função Objetiva são traduzidos em
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5/41 parâmetros operacionais de poço, tais como extração abaixo e esgotamento através de ciclo de vida de poço. Então, um plano de vigilância de campo, que pode habilitar medição de parâmetros operacionais otimizados de poço em operações de campo, é desenvolvido para uso em operar o poço. O processo anterior aumenta operações de poço em campo de uma maneira integrada que considera vários limites técnicos baseados em física.
[0023] Retornando agora aos desenhos, e se referindo inicialmente à Figura 1, um sistema de produção exemplar 100 de acordo com certos aspectos das presentes técnicas é ilustrado. No sistema de produção exemplar 100, uma instalação de produção flutuante 102 está acoplada a um poço 103 tendo uma árvore submarina 104 localizada no fundo de mar 106. Para acessar a árvore submarina 104, um tubo umbilical de controle 112 pode prover um caminho de fluxo de fluido entre a árvore submarina 104 e a instalação de produção flutuante 102 junto com um cabo de controle para se comunicar com vários dispositivos dentro do poço 103. Por esta árvore submarina 104, a instalação de produção flutuante 102 acessa uma formação de subsuperfície 108, que compreende hidrocarbonetos, tais como petróleo e gás. Porém, deveria ser notado que o sistema de produção 100 é ilustrado para propósitos exemplares e as presentes técnicas podem ser úteis na produção de fluidos de qualquer local.
[0024] Para acessar a formação de subsuperfície 108, o poço 103 penetra no fundo de mar 106 para formar um furo de poço 114 que se estende a e por pelo menos uma porção da formação de subsuperfície 108. Como pode ser apreciado, a formação de subsuperfície 108 pode incluir várias camadas de rocha que podem ou não incluir hidrocarbonetos e podem ser chamadas zonas. Neste exemplo, a formação de subsuperfície 108 compreende uma zona de produção ou intervalo 116. Esta zona de produção 116 pode incluir fluidos, tais como água, gás e/ou petróleo. A árvore submarina 104, que está posicionada através do furo de poço 114 no fundo de mar 106, provê uma interface entre dispositivos dentro do furo de poço 114 e a instalação de produção flutuante 102. Por conseguinte, a árvore submarina 104 pode ser acoplada a uma cadeia de tubulação de produção 118 para prover
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6/41 caminhos de fluxo de fluido e um cabo de controle 120 para prover caminhos de comunicação, que podem se conectar com o cabo umbilical de controle 112 na árvore submarina 104.
[0025] O furo de poço 114 também pode incluir vários invólucros para prover apoio e estabilidade para o acesso à formação de subsuperfície 108. Por exemplo, uma cadeia de invólucro de superfície 122 pode ser instalada do fundo de mar 106 a um local em baixo do fundo de mar 106. Dentro da cadeia de invólucro de superfície 122, uma cadeia de invólucro intermediária ou de produção 124 pode ser utilizada para prover suporte para paredes do furo de poço 114. A cadeia de invólucro de produção 124 pode se estender abaixo a uma profundidade próxima ou pela formação de subsuperfície 108. Se a cadeia de invólucro de produção 124 se estender pela formação de subsuperfície 108, então perfurações 126 podem ser criadas pela cadeia de invólucro de produção 124 para permitir fluidos fluírem no furo de poço 114. Ademais, as cadeias de invólucro de superfície e produção 122 e 124 podem ser cimentadas em uma posição fixa por um revestimento ou forro de cimento 125 dentro do furo de poço 114 para prover estabilidade para o poço 103 e formação de subsuperfície 108.
[0026] Para produzir hidrocarbonetos da formação de subsuperfície 108, vários dispositivos podem ser utilizados para prover controle de fluxo e isolamento entre porções diferentes do furo de poço 114. Por exemplo, uma válvula de segurança de subsuperfície 128 pode ser utilizada para bloquear o fluxo de fluidos da cadeia de tubulação de produção 118 no evento de ruptura ou rompimento no cabo de controle 120 ou cabo umbilical de controle 112 acima da válvula de segurança de subsuperfície 128. Ademais, a válvula de controle de fluxo 130 pode ser uma válvula que regula o fluxo de fluido pelo furo de poço 114 em locais específicos. Também, uma ferramenta 132 pode incluir uma tela de areia, válvula de controle de fluxo, ferramenta empacotada de cascalho, ou outro dispositivo de completação de poço semelhante que é utilizado para administrar o fluxo de fluidos da formação de subsuperfície 108 pelas perfurações 126. Finalmente, empacotadores 134 e 136 podem ser utilizados para isolar zonas específicas, tal como a zona de produção
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116, dentro do anel do furo de poço 114.
[0027] Como notado acima, as várias fases de desenvolvimento de poço são executadas tipicamente como operações seriais que utilizam modelos especializados ou simplificados demais para prover informação específica sobre o poço 103. Para os modelos simplistas, suposições gerais sobre certos aspectos do poço 103 resultam em erros que podem influenciar economia de campo. Por exemplo, compactação é um assunto de falha mecânica que tem que ser tratado em formação de subsuperfície altamente compressível 108 fraca. Tipicamente, compactação é evitada restringindo a pressão de furo de fundo corrente dos poço baseada nas leis de Hog ou regras de polegar. Porém, nenhuma base técnica suporta esta prática, que limita a produção de hidrocarbonetos do poço. Além disso, suposições errôneas durante as fases de projeto de poço podem resultar nas taxas de produção atuais serem mal interpretadas durante a fase de produção. Por conseguinte, ações corretivas caras e potencialmente ineficazes podem ser utilizadas no poço 103 em tentativas para estimular produção.
[0028] Ademais, modelos complicados que consideram as leis físicas governando desempenho de poço são demorados, intensivos computacionalmente, e desenvolvidos para poço particular de interesse. Porque estes modelos complicados são dirigidos a uma aplicação específica, não é prático conduzir estudos diferentes para otimizar o projeto de completação e/ou assegurar que outros poços estejam produzindo a capacidade total baseado nestes modelos. Por exemplo, um campo pode incluir numerosos poços que produzem hidrocarbonetos diariamente. Não é prático utilizar os modelos complicados para prevenir fracassos de poço e otimizar desempenho de cada poço. Também, é irracional utilizar os modelos complicados durante cada fase do desenvolvimento do poço por causa do tempo associado com a análise ou processamento dos dados. Como tal, os modelos complicados deixam muitos poços sem avaliação para falhas potenciais e mantidos em um estado não otimizado.
[0029] Vantajosamente, a presente técnica é dirigida a uma ferramenta de usuário que modela predição de desempenho de poço, avaliação, otimização, e
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8/41 caracterização de um poço. Sob a presente técnica, as superfícies de resposta baseadas em modelo de engenharia provêem limites de produtibilidade baseado em física e limites de operabilidade de poço. Alternativamente, simuladores de física acoplados a engenharia são usados para desenvolver limites técnicos de física acoplada. O limite de produtibilidade de poço junto com o limite de operabilidade de poço e os limites de física acoplada são usados para desenvolver limites integrados de desempenho de poço, que são discutidos abaixo em maior detalhe. As superfícies de resposta podem ser utilizadas para avaliar eficientemente o poço por cada uma das fases diferentes do desenvolvimento do poço. Por conseguinte, uma concretização exemplar da ferramenta de usuário é discutida em maior detalhe na Figura 2.
[0030] Figura 2 é um sistema de modelagem 200 exemplar de acordo com certos aspectos das presentes técnicas. Neste sistema de modelagem 200, um primeiro dispositivo 202 e um segundo dispositivo 203 podem ser acoplados a vários dispositivos de cliente 204, 206 e 208 por uma rede 210. O primeiro dispositivo 202 e segundo dispositivo 203 pode ser um computador, servidor, banco de dados ou outro dispositivo baseado em processador, enquanto os outros dispositivos 204, 206, 208 podem ser laptops, computadores de mesa, servidores, ou outros dispositivos baseados em processador. Cada um destes dispositivos 202, 203, 204, 206 e 208 pode incluir um monitor, teclado, mouse e outras interfaces de usuário para interagir com um usuário.
[0031] Porque cada um dos dispositivos 202, 203, 204 206 e 208 pode estar localizado em locais geográficos diferentes, tais como escritórios, edifícios, cidades, ou países diferentes, a rede 210 pode incluir dispositivos diferentes (não mostrados), tais como roteadores, chaves, pontes, por exemplo. Também, a rede 210 pode incluir uma ou mais redes locais, redes de área ampla, redes de área de servidor, ou rede de área metropolitana, ou combinação destes tipos diferentes de redes. A conectividade e uso de rede 210 pelos dispositivos 202, 203, 204, 206 e 208 podem ser entendidos por aqueles qualificados na arte.
[0032] O primeiro dispositivo 202 compreende uma ferramenta de usuário 212
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9/41 que é configurada para prover limites diferentes de operabilidade de poço e limites de produtibilidade de poço baseado em superfícies de resposta 214 para um usuário dos dispositivos 202, 204, 206 e/ou 208. A ferramenta de usuário 212, que pode residir em memória (não mostrada) dentro do primeiro dispositivo 202, pode ser um aplicativo, por exemplo. Este aplicativo, que é ademais descrito abaixo, pode prover representações baseadas em computador de uma completação de poço, tal como poço 103 da Figura 1, conectado a um reservatório de petróleo ou uma bacia de deposição, tal como formação de subsuperfície 108 da Figura 1. A ferramenta de usuário 212 pode ser implementada como uma planilha eletrônica, programa, rotina, pacote de software, ou instruções de software legíveis por computador adicionais em um programa existente, que pode ser escrito em uma linguagem de programação de computação tal como Visual Basic, Fortran, C++, a Java e similares. Certamente, a memória armazenando a ferramenta de usuário 212 pode ser de qualquer tipo convencional de dispositivo de armazenamento legível por computador usado para armazenar aplicativos, que podem incluir unidades de acionamentos de disco rígido, disquetes, CD-ROMs e outras mídias ópticas, fita magnética, e similares.
[0033] Como parte da ferramenta de usuário 212, vários modelos de engenharia, que são baseados em modelos físicos acoplados complexos, podem ser utilizados para gerar superfícies de resposta para vários modos de falha. As superfícies de resposta 214 podem incluir vários algoritmos e equações que definem os limites técnicos o poço para vários modos de falha. Ademais, a ferramenta de usuário 212 pode acessar superfícies de resposta previamente geradas, que podem ser aplicadas a outros poços. Quer dizer, a ferramenta de usuário 212 pode ser baseada em uma plataforma comum para habilitar usuários avaliarem limites técnicos ao mesmo tempo, possivelmente até mesmo simultaneamente. Ademais, a ferramenta de usuário 212 pode ser configurada para prover saídas gráficas que definem o limite técnico e permitem ao usuário comparar vários parâmetros para modificar limites técnicos para aumentar as taxas de produção sem danificar o poço. Estas saídas gráficas podem ser providas na forma de gráficos ou mapas que podem ser utilizados para determinar certas limitações ou capacidade de produção aumentada
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10/41 para um poço. Em particular, estes limites técnicos podem incluir os limites de operabilidade de poço, limites de produtibilidade de poço e limites físicos acoplados, que é cada um discutido abaixo em maior detalhe.
[0034] O segundo dispositivo 203 compreende uma ferramenta de física acoplada 218 que é configurada para integrar vários modelos de engenharia juntos para uma completação de poço. A ferramenta de física acoplada 218, que pode residir em memória (não mostrada) dentro do segundo dispositivo 203, pode ser um aplicativo, por exemplo. Este aplicativo que é ademais descrito abaixo nas Figuras 7 e 8, pode prover representações baseadas em computador de uma completação de poço, tal como poço 103 da Figura 1, conectado a um reservatório de petróleo ou uma bacia de deposição, tal como formação de subsuperfície 108 da Figura 1. A ferramenta de física acoplada 218 pode ser implementada como um programa, rotina, pacote de software, ou instruções adicionais de software legíveis por computador em um programa existente, que pode ser escrito em uma linguagem de programação de computação tal como Visual Basic, Fortran, C++, a Java e similar. Certamente, a memória armazenando a ferramenta de física acoplada 218 pode ser de qualquer tipo convencional de dispositivo de armazenamento legível por computador usado para armazenar aplicativos, que podem incluir unidades de acionamento de disco rígido, disquetes, CD-ROMs e outras mídias ópticas, fita magnética, e similares.
[0035] Associado com a ferramenta de física acoplada 218, vários modelos de engenharia, que são baseados em complexos modelos de física acoplados, podem ser utilizados para gerar limites técnicos físicos acoplados 220 para vários modos de falha. Os limites técnicos físicos acoplados 220 podem incluir vários algoritmos e equações que definem os limites técnicos do poço para vários modos de falha que são baseados na física para a completação de poço e completação de poço próxima. Semelhante à ferramenta de usuário 212, os limites técnicos físicos acoplados 220 podem ser acessados por outros dispositivos, tais como dispositivos 202, 204, 206 e 208, e podem ser configurados para prover saídas gráficas que definem o limite técnico. Uma discussão mais detalhada dos limites físicos
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11/41 acoplados ou limites técnicos físicos acoplados são discutidos nas Figuras 7 e 8 abaixo.
[0036] Vantajosamente, sob a presente técnica, a operação do poço pode ser aumentada por limites técnicos derivados de utilizar a ferramenta de usuário 212, que é baseada em superfícies de resposta 214 desenvolvidas usando modelos de simulação de engenharia ou modelos de simulação computacionais baseados tanto em diferença finita, elemento finito geomecânico 3D, elemento finito, volume finito, ou outro método de discretização numérica baseado em ponto ou grade/célula usado para resolver equações diferenciais parciais. Diferente dos modelos de engenharia complicados, a ferramenta de usuário 212 é baseada em superfícies de resposta 214 que são derivadas do uso de modelos de engenharia não projetados para uma aplicação específica ou oportunidade de desenvolvimento. A ferramenta de usuário 212 baseada em superfícies de resposta 214 pode ser utilizada para uma variedade de poços diferentes. Quer dizer, as superfícies de resposta 214 podem representar modelos de engenharia detalhados sem requerer a tremenda quantidade de potência de computação e perícia qualificada para operar, configurar e avaliar os pacotes de software, tais como, mas não limitados a, ABAQUS™, Fluent™, Excel™, e Matlab™. Também, em contraste com os modelos simplificados, os limites técnicos desenvolvidos usando a ferramenta de usuário 212 considera a física governando desempenho de poço. Quer dizer, a ferramenta de usuário 212 considera vários parâmetros físicos, que são ignorados por análise baseada somente em modelos simplificados, tais como taxas, as leis de Hog, regras de polegar e/ou por exemplo.
[0037] Além disso, porque modelos de engenharia detalhados foram simplificados a superfícies de resposta 214, a ferramenta de usuário 212 pode ser aplicada a uma variedade de poços para avaliar poço o risco de integridade mecânica de poço ou falha de operabilidade, potencial para produtibilidade ou limite de capacidade de fluxo, otimizar desempenho de poço usando os limites de operabilidade de poço junto com os limites de produtibilidade de poço, e/ou o limite técnico físico acoplado que trata outro fenômeno físico não tratado pelos limites de
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12/41 operabilidade e produtibilidade, como discutido abaixo. Como um exemplo, uma avaliação de risco pode ser conduzida durante a fase de seleção de conceito para ajudar em decisões de seleção de completação de poço, fase de planejamento de poço para ajudar em projetos de poço e completação, e fase de produção para prevenir falhas e aumentar as taxas de produção baseado nos limites técnicos. Quer dizer, as superfícies de resposta 214 da ferramenta de usuário 212 podem ser aplicadas a várias fases do desenvolvimento do poço porque o usuário pode ajustar uma ampla gama de parâmetros de entrada para um dado poço sem o tempo e despesa de modelos de engenharia ou os erros associados com suposições limitadas dentro de modelos simplificados. Por conseguinte, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para prover limites técnicos de poço relativos à operabilidade de poço, como discutido em associação com as Figuras 3-4, limites de produtibilidade de poço, como discutido em associação com as Figuras 5-6. Ademais, os limites de operabilidade de poço e/ou limites de produtibilidade de poço e/ou limites físicos acoplados derivados da ferramenta de usuário 212, como discutido em associação com as Figuras 7-8, podem ser empregados na otimização de vários limites técnicos ou parâmetros operacionais de poço, como discutido em associação com as Figuras 9-10.
[0038] Como uma concretização, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para prover superfícies de resposta 214 que são dirigidas a determinar os limites de operabilidade de poço. Os limites de operabilidade de poço se relacionam aos limites de integridade mecânica de um poço antes que um evento de falha mecânica ocorra. A falha mecânica pode ser um evento que faz o poço inutilizável para seu propósito planejado. Por exemplo, a falha mecânica do poço 103 da Figura 1 pode resultar de compactação, erosão, produção de areia, desmoronamento, curvatura, separação, cisalhamento, dobra, vazamento, ou outros problemas mecânicos semelhantes durante operações de produção ou injeção de um poço. Tipicamente, estas falhas mecânicas resultam em retrabalhos caros, desvio do poço ou operações de re-perfuração utilizadas para capturar as reservas de hidrocarbonetos na formação de subsuperfície 108 da Figura 1.
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13/41 [0039] Estes soluções de falha postas são métodos caros e demorados que tratam reativamente a falha mecânica. Porém, com a ferramenta de usuário 212, assuntos de falha de poço mecânicos potenciais podem ser identificados durante as fases diferentes não só para prevenir falhas, mas operar o poço de uma maneira eficiente dentro de seu limite técnico.
[0040] Figura 3 é um fluxograma exemplar da geração e uso de limites de operabilidade de poço com a ferramenta de usuário 212 da Figura 2 de acordo com aspectos das presentes técnicas. Este fluxograma, que é referido por numeral de referência 300, pode ser melhor entendido vendo simultaneamente as Figuras 1 e 2. Neste fluxograma 300, as superfícies de resposta 214 podem ser desenvolvidas e utilizadas para prover limites de completação e diretrizes para a seleção de concepção, planejamento de poço, análise econômica, projeto de completação e/ou fases de produção de poço do poço 103. Quer dizer, a presente técnica pode prover superfícies de resposta 214 para vários modos de falha mecânica ou de integridade de simulações detalhadas executadas e armazenadas em um aplicativo, tal como a ferramenta de usuário 212, de uma maneira eficiente. Por conseguinte, as superfícies de resposta 214, que são baseadas no modelo de engenharia de física acoplada, provêem outros usuários com algoritmos e equações que podem ser utilizadas para resolver problemas de integridade mecânica de poço mais eficientemente.
[0041] O fluxograma começa no bloco 302. No bloco 304, o modo de falha é estabelecido. O estabelecimento do modo de falha, que é a falha mecânica do poço, compreende determinar como um poço específico vai falhar. Por exemplo, um modo de falha pode ser produção de areia que resulta de falha de cisalhamento ou falha de ruptura da rocha. Este evento de falha pode resultar em uma perda de produção para o poço 103.
[0042] No bloco 306, um modelo de engenharia para um modo de falha é construído para modelar a interação dos componentes de construção de poço. Estes componentes incluem tubo, fluido, rochas, cimento, telas, e cascalho sob condições de produção comuns, pressão de furo de fundo corrente (FBHP), extração abaixo,
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14/41 esgotamento, taxa, relação de água-petróleo (WOR), relação de gás-petróleo (GOR), ou similar. Os critérios de falha são identificados baseado em características de poço, que podem se relacionar a um evento de falha específico para o poço. Como um exemplo, com o modo de falha sendo produção de areia, o modelo de engenharia pode utilizar as propriedades mecânicas de rocha com um modelo de simulação numérica do reservatório e poço para predizer quando produção de areia ocorre sob várias condições de produção, que pode incluir taxa de produção, extração abaixo e/ou esgotamento. Os modelos de engenharia são então verificados para estabelecer que os modelos de engenharia são válidos, como mostrado no bloco 308. A verificação dos modelos de engenharia pode incluir comparar os resultados dos modelos de engenharia com dados atuais do poço 103, comparar os resultados da superfície de resposta aos resultados dos modelos de engenharia, ou comparar os modelos de engenharia a outros poços dentro do campo para estabelecer que as suposições simplificadoras são válidas.
[0043] Porque os modelos de engenharia são modelos de elemento finito geralmente detalhados que levam em conta uma duração significante para avaliar, tal como uma ou mais horas a múltiplos dias, o modelo de engenharia é convertido em um ou mais algoritmos ou equações que são chamadas as superfícies de resposta 214, como mostrado no bloco 310. A conversão compreende executar um estudo paramétrico em uma gama de parâmetros prováveis com o modelo de engenharia para criar as superfícies de resposta 214 diferentes. O estudo paramétrico pode utilizar um projeto numérico de experiências para prover os algoritmos para várias situações. Vantajosamente, o estudo paramétrico captura os vários parâmetros físicos e propriedades que não são consideradas com modelos analíticos que são utilizados tipicamente em lugar de modelos numéricos. Os resultados do estudo paramétrico são reduzidos a equações simples por técnicas de adaptação ou pacotes de software estatísticos para formar as superfícies de resposta 214. Estas técnicas de adaptação de curva e superfície definem equações ou algoritmos generalizados que podem ser baseados em julgamento de engenharia e/ou simplificações analíticas dos modelos de engenharia.
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Especificamente, uma abordagem de tentativa e erro pode ser utilizada para definir uma forma razoável das superfícies de resposta 214 que podem ser adaptadas ao grande número de resultados do estudo paramétrico. Por conseguinte, as superfícies de resposta 214 podem ser ademais simplificadas usando várias suposições, tais como propriedades de rocha homogêneas em uma zona de reservatório, caminhos de poço lineares pelos intervalos de produção, e/ou reservatório em forma de disco, por exemplo.
[0044] No bloco 312, os algoritmos e equações que definem as superfícies de resposta 214 são incluídos na ferramenta de usuário 212. Como notado acima, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para prover saídas gráficas do limite técnico para usuários. Estas saídas gráficas podem comparar informação de produção ou injeção, tal como taxa e pressões. Desta maneira, o usuário, tal como um operador ou engenheiro, pode avaliar taxas de produção ou injeção atuais contra o limite técnico indicado das superfícies de resposta 214 para ajustar os certos parâmetros para prevenir falha de poço ou melhorar o desempenho do poço 103. Esta avaliação pode ser executada de uma maneira simplificada porque as superfícies de resposta previamente geradas podem ser acessadas em vez de ter que utilizar os modelos de engenharia para simular as condições respectivas para o poço. Como tal, um usuário pode aplicar uma análise de risco quantitativa ao limite técnico gerado pelas superfícies de resposta 214 para considerar a incerteza de parâmetros de entrada e administrar o risco associado. No bloco 314, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para aplicar eficientemente as superfícies de resposta 214 previamente geradas a decisões econômicas, planejamento de poço, seleção de conceito de poço, e fases de operações de poço. Por conseguinte, o processo termina no bloco 316.
[0045] Como um exemplo específico, o poço 103 pode ser uma completação de furo revestido que compreende várias perfurações 126. Neste tipo de completação, mudanças na pressão de poro na face de areia da formação de subsuperfície 108, que pode ser baseada no extração abaixo e esgotamento de reservatório, pode aumentar a tensão nas perfurações 126 na rocha do intervalo de produção ou zona
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116. Se as tensões efetivas na rocha na zona de produção 116 excederem o envelope de falha de cisalhamento ou critério de falha de rocha, então areia pode ser produzida pelas perfurações 126 dentro do furo de poço 114. Esta produção de areia no furo de poço 114 pode danificar equipamento, tal como a árvore 104 e válvulas 128 e 130, e instalações, tal como a instalação de produção 102. Por conseguinte, a falha de cisalhamento da rocha no formação de subsuperfície 108 ou cruzar o critério de falha de rocha no modelo de engenharia pode ser identificado como o modo de falha, como discutido no bloco 304.
[0046] Uma vez que o modo de falha seja identificado, o modelo de engenharia pode ser construído para descrever o limites mecânicos de operabilidade de poço (WOL), como discutido no bloco 306. A construção de modelo de engenharia pode incluir definir modelos de elemento finito para simular drenagem de poço da zona de produção 116 por perfurações 126 no furo de poço 114. Estes modelos tridimensionais (3-D) podem incluir parâmetros que representam a rocha de reservatório no intervalo de produção 116, forro de cimento 125, e cadeia de invólucro de produção 124. Por exemplo, as perfurações 126 na cadeia de invólucro de produção 124 podem ser modeladas como furos cilíndricos, e as perfurações 126 no forro de cimento 125 e rocha de reservatório podem ser modeladas como cones truncados com um meia-esfera na ponta de perfuração.
[0047] Ademais, propriedades e parâmetros também podem ser nomeados à rocha de reservatório, forro de cimento 125, e cadeia de invólucro de produção 124. Por exemplo, simetria no modelo é baseada em faseamento de perfuração e densidade de tiro. Também, condições de limite são aplicadas para representar condições de pressão de reservatório. Então, cada modelo é avaliado a vários níveis de extração abaixo para determinar o ponto ao qual a rocha nas perfurações 126 excede o envelope de falha de cisalhamento ou critério de falha de rocha. Extração abaixo é modelada como fluxo de Darcy radial do raio de drenagem de poço para as perfurações 126. A área de drenagem de poço é a área do formação de subsuperfície 108 que provê fluidos ao furo de poço 114.
[0048] Como um exemplo, um ou mais modelos de elemento finito podem ser
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17/41 criados variando os certos parâmetros. Estes parâmetros podem incluir: (1) resistência à compressão não limitada de rocha de propriedades de rocha (USC), ângulo de fricção de rocha (RFA); módulo elástico ou de cisalhamento, e/ou relação de Poisson de rocha (RPR), (2) propriedades de invólucro, tais como graus de tubo (por exemplo L80, P110, T95, Q125); (3) propriedades de cimento (resistência compressiva não confirmada UCS), ângulo de fricção, módulo elástico ou de cisalhamento, relação de Poisson); (4) raio de drenagem de poço (WDR); (5) geometria de perfuração (PG) (diâmetro de entrada de perfurações (PED), comprimento de perfurações (PL), e ângulo de afilamento de perfurações (PTA); (6) tamanho de invólucro (relação de diâmetro externo de invólucro (COD) e diâmetro/espessura de invólucro (D/T) (CDTR); (7) tamanho de anel cimentado; (8) faseamento de perfuração; e (9) tiros de perfuração por pé (PSPF). Enquanto cada um destes parâmetros pode ser utilizado, pode ser benéfico simplificar, eliminar, ou combinar parâmetros para facilitar o estudo paramétrico. Esta redução de parâmetros pode ser baseada em perícia de engenharia para combinar experiências ou utilizar uma abordagem de projeto experimental ou processo para simplificar o estudo paramétrico. Os textos de automação podem ser usados para facilitar construção modelo, simulação, e coleta de dados de simulação para ademais simplificar o estudo paramétrico. Os textos de automação podem ser usados para facilitar construção modelo, simulação, e coleta de dados de simulação para ademais simplificar o estudo paramétrico. Para este exemplo, propriedades de invólucro, faseamento de perfuração, e tiros de perfuração por pé são determinados terem um impacto mínimo e são removidos do estudo paramétrico. Por conseguinte, o estudo paramétrico pode ser conduzido nos parâmetros restantes, que são incluídos na Tabela 1 abaixo.
[0049] TABELA 1: Estudo Paramétrico de WOL.
| Modelo # | RC | RFA | RPR | WDR | PED | PL | PTA | COD | CDTR |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 2 | 1 | 2 | 1 | 3 | 2 | 1 | 3 | 2 | 2 |
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| 3 | 3 | 2 | 2 | 3 | 1 | 1 | 1 | 3 | 1 |
| 4 | 2 | 3 | 2 | 2 | 1 | 3 | 1 | 3 | 2 |
| [0050] Neste exemplo, três valores pod | em ser definidos para cada um d | os nove |
parâmetros listados acima. Como resultado, 19683 possíveis combinações ou modelos podem ter que ser avaliados como parte do estudo paramétrico. Cada um dos modelos pode ser avaliado a múltiplos valores de extração abaixo para desenvolver os estados de limite técnico individual para cada modelo (por exemplo, extração abaixo contra esgotamento).
[0051] Com os modelos de engenharia criados, os modelos de engenharia podem ser verificados e convertidos em superfícies de resposta 214. A verificação dos modelos de engenharia, como discutido no bloco 308, pode envolver comparar os resultados individuais de modelo engenharia com dados de campo atuais para assegurar que as estimativas sejam suficientemente precisas. Os dados de campo atuais podem incluir produção de areia a um extração abaixo específica para a completação. Então, os modelos de engenharia podem ser convertidos na superfície de resposta que é discutida acima no bloco 310. Em particular, os resultados e parâmetros respectivos para os modelos de engenharia diferentes podem ser compilados em uma planilha eletrônica ou software de avaliação estatística. Os efeitos de mudar os nove parâmetros individualmente e interativamente são avaliados para desenvolver as superfícies de resposta 214 para os modelos de engenharia. A equação ou equações de superfície de resposta resultante provêem um limite técnico ou limite de operabilidade de poço, como uma função de extração abaixo.
[0052] Se a ferramenta de usuário 212 for um programa de computação que compreende uma planilha eletrônica, as superfícies de resposta 214 e os parâmetros associados podem ser armazenados dentro de um arquivo separado que é acessível pelo programa ou combinado com outras superfícies de resposta 214 e parâmetros em um banco de dados grande. Indiferentemente, as superfícies de resposta e parâmetros podem ser acessados por outros usuários por uma rede, como discutido acima. Por exemplo, a ferramenta de usuário 212 pode aceitar entradas de usuário
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19/41 de um teclado para descrever os parâmetros específicos em outro poço. As superfícies de resposta 214, que são embutidas na ferramenta de usuário 212, podem calcular os limites de operabilidade de poço das várias entradas providas pelo usuário. As entradas estão preferivelmente na gama de valores estudados no estudo paramétrico do modelo de engenharia.
[0053] Como resultado deste processo, Figura 4 ilustra um gráfico exemplar da extração abaixo contra o esgotamento de um poço de acordo com as presentes técnicas. Na Figura 4, um gráfico que é geralmente referido como numeral de referência 400, compara a extração abaixo 402 de um poço ao esgotamento 404 do poço 103. Neste exemplo, as superfícies de resposta 214 podem definir um limite técnico 406, que é o limite de operabilidade de poço, gerado da ferramenta de usuário 212. Como mostrado no gráfico 400, o limite técnico 406 pode variar baseado nos valores relativos da extração abaixo 402 e do esgotamento 404. O poço 103 permanece produtivo ou em um modo sem falha contanto que o nível de produção ou injeção 408 esteja abaixo do limite técnico 406. Se o nível de produção ou injeção 408 estiver acima do limite técnico 406, então um falha de cisalhamento da rocha na formação de subsuperfície 108 é provável ocorrer. Quer dizer, acima do limite técnico 406, o poço 103 pode se tornar inoperável ou produzir areia. Por conseguinte, a superfície de resposta pode ser utilizada para administrar extração abaixo e esgotamento de reservatório baseado em um limite técnico indicado das superfícies de resposta.
[0054] Vantajosamente, sob a presente técnica, as fases desenvolventes diferentes do poço 103 podem ser aumentadas utilizando a ferramenta de usuário 212 para determinar os limites de operabilidade de poço e manter o poço 103 dentro desses limites. Quer dizer, a ferramenta de usuário 212 provê os usuários com superfícies de resposta 214 previamente geradas durante cada uma das fases de desenvolvimento do poço 103. Porque as superfícies de resposta 214 foram avaliadas contra parâmetros e propriedades, a ferramenta de usuário 212 provê informação precisa para a integridade mecânica ou limites de operabilidade de poço sem os atrasos associados com modelos complexos e erros presentes em modelos
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20/41 simplistas. Ademais, a ferramenta de usuário 212 pode prover diretrizes para operar o poço 103 para prevenir eventos de falha e aumentar produção até limites de operabilidade de poço.
[0055] Como outro benefício, a superfície de resposta pode ser utilizada para gerar um limite de capacidade de injeção de poço. O limite de capacidade de injeção de poço define o limite técnico para um poço de injeção em termos da habilidade do poço para injetar uma taxa especificada de fluidos ou fluidos e sólidos dentro de uma zona específica de uma formação de subsuperfície. Um exemplo de um modo de falha que pode ser tratado pelo limite de capacidade de injeção é o potencial para fratura relacionada à injeção se propagando fora da zona e por esse meio resultando em perda de conformidade. Outro exemplo de modo de falha que pode ser tratado é o potencial para cisalhamento de invólucro de poço ou tubulações durante interações de multi-poço resultando de operações de injeção em desenvolvimentos de poço espaçados fechados. A superfície de resposta de limite de capacidade de injeção de poço também pode ser utilizada como um modelo de desempenho de fluxo de entrada de poço em um simulador de reservatório para simular poços de injeção ou dentro de poço independente ou um simulador de completações de poço para simular desempenho de poço.
[0056] Semelhantemente, para a discussão de falhas mecânicas, prejuízos para a capacidade de fluxo e características de um produção de influência de poço ou taxas de injeção do poço. Os prejuízos podem ser devido à geometria de perfuração e/ou fluxo de alta velocidade (isto é, não Darcy), dano de rocha de furo de poço próximo, perda permanente induzida por compactação, ou outros efeitos semelhantes. Porque modelos que descrevem os prejuízos são sobre-simplificados, a análise de produtividade ou capacidade de injeção de poço que é provida por estes modelos negligenciam certos parâmetros e provêem resultados inexatos. Conseqüentemente, erros na predição e/ou avaliação de produtividade ou capacidade de injeção de poço de outros modelos podem impactar adversamente a avaliação de economia de campo. Por exemplo, falha para responder precisamente a efeitos de geometria de completação, condições de produção, efeitos
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21/41 geomecânicos, e mudanças em composição de fluido pode resultar em erros de estimação para taxas de produção. Durante a fase de produção subseqüente, os erros de estimativa podem resultar em interpretações errôneas de dados de teste de poço, que pode conduzir a retrabalhos caros e potencialmente ineficazes em tentativas para estimular produção. Além dos erros com modelos simples, modelos complexos falham porque estes modelos são dirigidos somente a uma situação particular. Como resultado, vários poços são avaliados insuficientemente ou ignorados porque nenhuma ferramenta existe para prover superfícies de resposta para estes poços de uma maneira compreensiva, contudo eficiente.
[0057] Sob a presente técnica, a produtibilidade ou capacidade de injeção do poço pode ser aumentada utilizando os dados, tais como superfícies de resposta na ferramenta de usuário. Como discutido acima, estas superfícies de resposta podem ser modelos de engenharia simplificados baseados em modelos computacionais de engenharia, tal como o modelo de elemento finito geomecânico 3D. Isto habilita os usuários diferentes acessarem as superfícies de resposta previamente geradas para a análise de poços diferentes em várias fases, tais como fases de seleção de concepção, planejamento de poço, análise econômica, projeto de completação e/ou produção de poço. Durante inspeção de poço, por exemplo, prejuízo é interpretado freqüentemente de valores superficiais medidos. Ainda, os valores superficiais não são uma indicação válida de um desempenho atual de poço relativo a seu limite técnico. Por conseguinte, convertendo os modelos de engenharia em superfícies de resposta, como discutido acima, outros parâmetros podem ser utilizados para prover o usuário com gráficos e dados que são indicações mais válidas do limite técnico do poço. Isto aumenta a eficiência da análise para o usuário e pode ser utilizado até mesmo em cada fase de desenvolvimento de poço. O fluxograma exemplar deste processo para uso em determinar o limite de produtibilidade de poço é provido na Figura 5.
[0058] Como mostrado na Figura 5, um fluxograma exemplar relativo ao uso de limites de produtibilidade de poço na ferramenta de usuário 212 da Figura 2 de acordo com aspectos das presentes técnicas é mostrado. Este fluxograma, que é
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22/41 referido por numeral de referência 500, pode ser melhor entendido vendo simultaneamente as Figuras 1, 2 e 3. Nesta concretização, superfícies de resposta associadas com a capacidade de fluxo e características podem ser desenvolvidas e utilizadas para prover limites técnicos e diretrizes para as fases de seleção de conceito, planejando de poço, análise econômica, projeto de completação, e/ou produção de poço. Quer dizer, a ferramenta de usuário 212 pode prover superfícies de resposta 214 para vários limites de produtibilidade de poço baseado em simulações previamente detalhadas executadas para outro poço de uma maneira eficiente.
[0059] O fluxograma começa no bloco 502. No bloco 504, o modo de depreciação é identificado para o poço 103. A identificação do modo de depreciação compreende determinar condições que impedem a capacidade de fluxo de fluidos para e dentro do poço 103 ou capacidade de injeção de fluidos e/ou sólidos de poço 103 na formação 108. Como notado acima, depreciações são mecanismos físicos governando fluxo de furo de poço próximo ou são uma falha do poço 103 para fluir ou injetar à sua taxa de produção ou injeção teórica, respectivamente. Por exemplo, o modo de depreciação pode incluir perfurações atuando como restrições de fluxo dentro do poço 103.
[0060] No bloco 506, um modelo de engenharia para o modo de depreciação é construído para modelar a interação de características de poço. Estas características incluem componentes de poço e completação, tubo, fluido, rochas, telas, perfurações, e cascalho sob condições de produção comuns, pressão de furo de fundo corrente (FBHP), extração abaixo, esgotamento, taxa, relação de água/petróleo (WOR), relação de gás/petróleo (GOR) ou similar. Como um exemplo, com a depreciação sendo perfurações atuando como uma restrição de fluxo, o modelo de engenharia pode utilizar propriedades de rocha e fluido com um modelo de simulação numérica do reservatório, poço, e perfurações para predizer a quantidade de depreciação sob várias condições de produção, tais como taxa, extração abaixo, e/ou esgotamento. Então, os modelos de engenharia são verificados, como mostrado no bloco 508. A verificação dos modelos de engenharia
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23/41 pode ser semelhante à verificação discutida no bloco 308.
[0061] Porque os modelos de engenharia são modelos de elemento finito geralmente detalhados, como discutido acima no bloco 306, o modelo de engenharia é convertido em superfícies de resposta 214 que incluem um ou mais algoritmos ou equações, como mostrado no bloco 510. Semelhante à discussão acima relativa ao bloco 310, estudos paramétricos são executados para prover as superfícies de resposta de vários parâmetros e propriedades. Vantajosamente, os estudos paramétricos capturam aspectos não considerados com modelos analíticos normalmente utilizados para substituir modelos numéricos. Novamente, estes resultados dos estudos paramétricos são reduzidos a equações numéricas por técnicas de adaptação ou pacotes de software estatístico para formar as superfícies de resposta 214.
[0062] No bloco 512, os algoritmos das superfícies de resposta 214 são incluídos em uma ferramenta de usuário 212. Como notado acima no bloco 312, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para prover saídas gráficas do limite técnico para os limites de produtibilidade de poço para os usuários. Desta maneira, o usuário pode avaliar produção ou injeção atual contra o limite técnico para ajustar a taxa ou determinar as depreciações do poço. No bloco 514, as superfícies de resposta 214 podem ser utilizadas para aplicar eficientemente superfícies de resposta 214 geradas previamente a decisões econômicas, planejamento de poço, seleção de conceito de poço, e/ou fases de produção de poço. Por conseguinte, o processo termina no bloco 516.
[0063] Como um exemplo específico, o poço 103 pode ser uma completação de furo revestido que compreende várias perfurações 126. Neste tipo de completação, o fluxo de fluidos no furo de poço 114 pode ser prejudicado por causa do efeito de restrição das perfurações 126. Se a depreciação for bastante severa, o poço pode falhar para alcançar taxas visadas com a extração abaixo associada. Neste sentido, depreciação pode ser sinônimo de falha. Em tais situações, as mais de produção baixas taxas podem ser aceitas, mas estas taxas de produção mais baixas impactam adversamente a economia de campo. Alternativamente, a pressão de extração
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24/41 abaixo do poço 103 pode ser aumentada para restabelecer o poço 103 à taxa de produção visada. Porém, esta abordagem pode não ser possível por causa de limitações de pressão na instalação de produção 102, limites de extração abaixo para operabilidade de poço, e outras limitações associadas. Por conseguinte, a queda de pressão na e pelas perfurações 126 da completação de poço pode ser identificada como a depreciação ou modo de falha para o poço 103, como discutido acima no bloco 504.
[0064] Uma vez que o modo de depreciação seja identificado, o modelo de engenharia pode ser construído para descrever o limite de produtibilidade de poço (WPL), como discutido no bloco 506. A construção de modelo de engenharia para limites de produtibilidade de poço pode incluir definir modelos computacionais de engenharia, tais como modelos de elemento finito, para simular fluxo convergente no furo de poço por perfurações 126 dentro do poço 103. Semelhante à construção de modelo de engenharia dos limites de operabilidade de poço discutidos acima, os modelos de engenharia podem incluir os parâmetros que representam a rocha de reservatório no intervalo de produção 116, forro de cimento 125, e cadeia de invólucro de produção 124.
[0065] Ademais, propriedades ou parâmetros podem ser nomeados novamente à rocha de reservatório, forro de cimento 125, e cadeia de invólucro de produção 124. Por exemplo, cada modelo de engenharia é avaliado a vários níveis de extração abaixo para determinar a extração abaixo à qual a depreciação excede um limiar que impede taxas de produção visadas de serem alcançadas. Disto, múltiplos modelos de elemento finito são criados para um estudo paramétrico variando os parâmetros seguintes: (1) permeabilidade de rocha; (2) faseamento de perfuração; (3) densidade de tiro de perfuração; (4) comprimento de perfuração; (5) diâmetro de perfuração; (6) raio de drenagem poço; e (7) diâmetro de furo de poço. Este exemplo pode ser simplificado removendo os parâmetros de raio de drenagem e diâmetro de furo de poço, que são acreditados terem um impacto mínimo nos resultados do estudo paramétrico. Por conseguinte, o estudo paramétrico é conduzido nos parâmetros restantes, que estão incluídos na Tabela 2 abaixo.
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25/41 [0066] TABELA 2: Estudo Paramétrico de WPL.
| Número de Modelo | Permeabili dade de Rocha | Faseament o de Perfuração | Densidade de Tiro | Comprimen to de Perfuração | Diâmetro de Perfuração |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 2 | 1 | 2 | 1 | 3 | 2 |
| 3 | 3 | 2 | 2 | 3 | 1 |
| 4 | 2 | 3 | 2 | 2 | 1 |
[0067] Neste exemplo, se três valores forem definidos para cada um dos cinco parâmetros listados acima, duzentas e quarenta três possíveis combinações ou modelos podem ter que ser avaliados. Cada um dos modelos é avaliado a múltiplos valores de extração abaixo para desenvolver os estados de limite individuais para cada modelo (por exemplo taxa de produção contra extração abaixo). Por conseguinte, para este exemplo, o limite de produtibilidade de poço (WPL) pode ser definido pelo falha da completação de poço para produzir a uma taxa visada especificada.
[0068] Com os modelos de engenharia criados, os modelos de engenharia podem ser verificados e convertidos em superfícies de resposta, como discutido nos blocos 508 e 510 e no exemplo acima. Novamente, as superfícies de resposta 214 são criadas de técnicas de adaptação que generalizam as equações dos modelos de engenharia. A equação ou equações resultantes provêem o estado de limite ou limite de produtibilidade de poço, que pode ser armazenado na ferramenta de usuário 212, como discutido acima.
[0069] Como resultado deste processo, Figura 6A e 6B ilustram gráficos exemplares do limite de produtibilidade de poço de acordo com as presentes técnicas. Na Figura 6A, um gráfico, que é geralmente chamado numeral de referência 600, compara a medida de depreciação 602 à extração abaixo 604 do poço 103. Neste exemplo, superfícies de resposta 214 podem definir um limite técnico 606, que é o limite de produtibilidade, gerado da ferramenta de usuário 212. Como mostrado no gráfico 600, o limite técnico 606 pode variar baseado nos valores
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26/41 relativos da depreciação 602 e na extração abaixo 604. O poço 103 permanece produtivo ou em modo sem depreciação contanto que a depreciação medida esteja abaixo do limite técnico 606. Se a depreciação medida estiver acima do limite técnico 606, então o efeito de restrição das perfurações 126 ou outros modos de depreciação podem limitar taxas de produção. Quer dizer, acima do limite técnico 606, o poço 103 pode produzir menos que uma taxa visada e ações corretivas podem ser executadas para tratar a depreciação.
[0070] Na Figura 6B, um gráfico, que é geralmente referido como numeral de referência 608, compara a extração abaixo 610 com esgotamento 612 do poço 103. Neste exemplo, o limite técnico 606 pode ser fixado a vários valores para diferentes perfis de poço 614, 616 e 618. Um perfil de poço pode incluir a geometria de completação, características de reservatório e rocha, propriedades de fluido, e condições de produção, por exemplo. Como mostrado no gráfico 608, os perfis de poço 614 podem ser perfurações empacotadas com cascalho, enquanto o perfil de poço 616 pode ser perfurações naturais sem cascalho. Também, o perfil de poço 618 pode incluir estimulação de fratura. Os perfis de poço 614, 616 e 618 ilustram os efeitos de restrição específicos das perfurações 126 ou outros modos de depreciação baseado em geometrias diferentes, ou outras características do poço. [0071] Vantajosamente, como notado acima, os usuários de qualquer local podem acessar a ferramenta de usuário 212 para criar o limite de produtibilidade de poço e determinar a quantidade de depreciação esperada para parâmetros particulares, tais como o projeto de perfuração, características de rocha, propriedades de fluido e/ou condições de produção de um poço. A ferramenta de usuário 212 pode ser um mecanismo eficiente porque acessa superfícies de resposta 214 previamente determinadas e as provê durante várias fases ou estágios do desenvolvimento de um poço. Por exemplo, durante a seleção de conceito e fase planejamento de poço, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para revisar taxas de desempenho esperadas de uma variedade de projetos de completação de poço. Semelhantemente, durante a fase de projeto, a ferramenta de usuário 212 pode aumentar ou otimizar aspectos específicos do projeto de poço. Finalmente,
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27/41 durante a fase de produção, a ferramenta de usuário 212 pode ser utilizada para comparar depreciações observadas com depreciações esperadas para monitorar o desempenho da completação de poço.
[0072] Como uma terceira concretização das presentes técnicas, a ferramenta de usuário 212 da Figura 2 pode ser utilizada para predizer, otimizar, e avaliar o desempenho do poço 103 baseado em modelos de engenharia que estão associados com física descrevendo fluxo dentro ou fora do poço. Como notado acima, o poço 103, que operar em um modo de produção ou injeção, pode ser utilizado para produzir vários fluidos, tais como petróleo, gás, água, ou vapor. Geralmente, técnicas de modelagem de engenharia não consideram o conjunto completo de físicas de primeiro princípio governando fluxos de fluido dentro ou fora do furo de poço e dentro uma completação de poço. Como resultado, modelos de engenharia tipicamente empregam soluções analíticas baseadas em suposições altamente simplificadas, tal como o uso difundido de princípios de superposição e modelos constitutivos linearizados para descrever física governando desempenho de poço. Em particular, estas suposições simplificadoras podem incluir teorias de fluxo de fluido de fase única, aplicação de princípios de superposição simples, tratando o comprimento finito da completação de poço como um dissipador pontual, teorias de difusão de pressão de fase única na análise de dados transientes de pressão de poço, e uso de um parâmetro único escalar para capturar as quedas de pressão de furo de poço e poço próximo associadas com fluxos no furo de poço, completação, e regiões de furo de poço próximo. Também, como discutido previamente, os modelos de engenharia podem se confiar em leis de Hog e parâmetros livres não físicos para tentar curar as deficiências surgindo destas simplificações. Finalmente, as versões simplificadas dos modelos de engenharia falham para ajudar em diagnosticar os problemas com um poço porque os dados diagnósticos obtidos dos modelos de engenharia são freqüentemente não únicos e não servem seu propósito planejado de identificar os problemas de causa primária individuais que afetam desempenho de poço. Assim, os modelos de engenharia falham para responder pelo acoplamento e graduação de vários fenômenos físicos que afetam simultaneamente desempenho
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28/41 de poço.
[0073] Para compor os problemas com as suposições simplificadas, modelos de engenharia são baseados geralmente em uma área específica do poço e administrados de uma maneira seqüencial. Quer dizer, modelos de engenharia são projetados para um aspecto específico da operação de um poço, tal como projeto de poço, análise de desempenho de poço, e simuladores de reservatório. Focalizando em um aspecto específico, os modelos de engenharia novamente não respondem consistentemente pelos vários fenômenos físicos que influenciam simultaneamente desempenho de poço. Por exemplo, completação cria projeto o poço, engenheiros de completação projetam o poço, engenheiros de produção analisam o poço, e engenheiros de reservatório simulam produção de poço dentro das suas estruturas isoladas respectivas. Como resultado, cada um dos modelos de engenharia para estes grupos diferentes considera as outras áreas como eventos isolados e limitam as interações físicas que governam as operações e fluxo de fluidos no poço. A natureza seqüencial do projeto, avaliação, e modelagem de um poço pelos indivíduos focalizados em um único aspecto não conduzem a uma técnica que integre uma abordagem baseada em física para resolver o problema de desempenho de poço.
[0074] Por conseguinte, sob a presente técnica, a ferramenta de física acoplada 218 da Figura 2 pode ser configurada para prover limites de física acoplada para um poço. Os limites de física acoplada, que são limites técnicos, podem ser utilizados em várias fases do poço, que são discutidas acima. Estes limites de física acoplada podem incluir efeitos de vários parâmetros ou fatores; tais como geologia e heterogeneidade de rocha de reservatório, propriedades de fluxo de rocha e geomecânicas, constrangimentos de instalação de superfície, condições operacionais de poço, tipo de completação de poço, fenômeno físico acoplado, segregação de fase, redução de permeabilidade relacionada à compactação de rocha e deformação de tubulações de furo de poço, efeitos de fluxo de alta taxa, precipitação de escamas, fratura de rocha, produção de areia, e/ou outros problemas semelhantes. Porque cada uma destes fatores influencia o fluxo de fluido da rocha
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29/41 de reservatório de subsuperfície na e pela completação de poço por um poço produtor ou pelo completação de poço na formação de subsuperfície para um poço de injeção, a integração da física provê uma ferramenta de modelagem de desempenho de poço aumentada, que é discutida em maior detalhe na Figura 7. [0075] Figura 7 é um fluxograma exemplar do desenvolvimento de um limite de física acoplada de acordo com aspectos das presentes técnicas. Neste fluxograma, que é referido por numeral de referência 700, um limite técnico de física acoplada ou limite de física acoplada pode ser desenvolvido e utilizado para quantificar o desempenho de poço esperado na fase de planejamento, projeto e avaliar vários tipos de completação de poço para alcançar desempenho de poço desejado durante fase de desenvolvimento de campo, executar estudos hipotéticos e Análise de Risco Quantitativa (QRA) para quantificar incertezas dentro desempenho de poço esperado, identificar assuntos de raiz para sub-desempenho de poço em inspeção de campo cotidiana e/ou otimizar operações de poço individuais. Quer dizer, a presente técnica pode prover limites técnicos que são um conjunto de algoritmos para vários limites de desempenho de poço baseado em modelos de física acoplada generalizados, gerados de simulações detalhadas executadas para este poço ou outro. Estas simulações podem ser executadas por um aplicativo, tal como a ferramenta de usuário 212 ou ferramenta de física acoplada 218 da Figura 2.
[0076] O fluxograma começa no bloco 702. Nos blocos 704 e 706, os vários parâmetros e leis físicas de primeiro princípio são identificadas para um poço específico. No bloco 704, o fenômeno físico e leis físicas de primeiro princípio influenciando desempenho de poço são identificadas. As leis físicas de primeiro princípio governando desempenho de poço incluem, mas não estão limitadas a, princípios de mecânica dos fluidos que governam fluxo de fluido de multi-fase e quedas de pressão por rochas de reservatório e completações de poço, princípios geomecânicos que governam deformação de rocha de próximo furo de poço e deformações tubulares de poço acompanhantes e mudanças de propriedade de fluxo de rocha, mecânica térmica que está associada com o fenômeno de condução e convecção de calor dentro de rocha de reservatório poço próximo e completação
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30/41 de poço, e/ou química que governa o fenômeno atrás de fluidos de reservatório não nativos (isto é, ácidos, vapor, etc.) reagindo com formações de rocha de reservatório, formação de escamas e precipitados, por exemplo. Então, os parâmetros associados com a completação de poço, geologia de reservatório (fluxo e geomecânico) e propriedades de fluido (reservatório e reservatório não nativo) também são identificadas, como mostrado no bloco 706. Estes parâmetros podem incluir os vários parâmetros, que são discutidos acima.
[0077] Com as leis físicas e parâmetros identificados, o limite de física acoplada pode ser desenvolvido como mostrado nos blocos 708-714. No bloco 708, um conjunto de simuladores de física acoplada pode ser selecionado para determinar o desempenho de poço. Os simuladores de física acoplada podem incluir programas de computação de simulação de engenharia que simulam fluxo de fluido de rocha, deformações mecânicas de rocha, cinética de reação entre fluidos não nativos e rocha de reservatório e fluidos, fratura de rocha, etc. Então, simulações de modelagem de poço usando os simuladores de física acoplada podem ser conduzidas através de uma gama de condições operacionais de poço, tais como extração abaixo e esgotamento, operações de estimulação de poço, e parâmetros identificados no bloco 706. Os resultados destas simulações podem ser usados para caracterizar o desempenho do poço, como mostrado no bloco 710. No bloco 712, um limite de física acoplada, que é baseado nas simulações de modelando de poço, pode ser desenvolvido como uma função das condições operacionais de poço desejadas e os parâmetros. O limite de física acoplada é um limite técnico que incorpora o fenômeno físico complexo e acoplado que afeta desempenho o poço. Este limite físico acoplado compreende uma combinação de condições operacionais de poço para manter um dado nível de produção ou taxa de injeção para o poço. Por conseguinte, o processo termina no bloco 714.
[0078] Vantajosamente, o limite de físicas acoplada pode ser utilizado para aumentar o desempenho do poço de uma maneira eficiente. Por exemplo, modelagem de poço integrada baseada na simulação de física acoplada provê predições, avaliações, e/ou otimizações seguras de desempenho de poço que são
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31/41 úteis em projeto, avaliação, e caracterização do poço. Os limites de física acoplada provêem limites técnicos baseados em física que modelam o poço para injeção e/ou produção. Por exemplo, os limites de física acoplada são úteis em projetar completações de poço, operações de estimulação, avaliar desempenho de poço baseado em análise de transiente de pressão ou análise de temperatura de furo de poço, análise de pressão combinada e dados de temperatura, e/ou simular capacidade de fluxo de entrada de poços em simuladores de reservatório usando modelos de desempenho de fluxo de entrada. Como resultado, o uso de limites de física acoplada elimina os erros gerados de parâmetros livres não físicos ao avaliar ou simular desempenho de poço. Finalmente, a presente técnica provê limites de física acoplada seguros para avaliar desempenho de poço, ou desenvolver um conjunto único de dados de diagnóstico para identificar problemas de causa primária que afetam desempenho de poço.
[0079] Como um exemplo específico, o poço 103 pode ser uma completação de poço acondicionada em cascalho de fratura que é empregada em campos de GOM de água profunda tendo reservatórios em arenito e caracterizado por resistências a cisalhamento fracas e alta compressibilidade. Estas características geomecânicas de rocha do arenito podem causar compactação de rocha de reservatório e uma perda acompanhante em capacidades de fluxo de poço baseado na redução em permeabilidade relacionada à compactação do arenito. Como tal, o fenômeno físico governando o fluxo fluido na completação de poço acondicionada em cascalho de fratura pode incluir compactação de rocha, condições de fluxo não Darcy, quedas de pressão na região de poço próxima associada com areia de cascalho nas perfurações e alas de fratura.
[0080] Porque cada um destes fenômenos físicos pode ocorrer simultaneamente de uma maneira acoplada dentro da região de poço próxima e da completação de poço, um simulador de sistema físico baseado em Análise de Elemento Finito (FEA) pode ser utilizado para simular de uma maneira acoplada o fluxo de fluidos fluindo por um meio poroso de compactação na completação de poço acondicionada em cascalho fraturada. A compactação de rocha neste simulador de FEA acoplado pode
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32/41 ser modelada usando comportamentos constitutivos de rocha comum, tais como elástico, plástico (isto é, Mohr-Coulomb, Drucker-Prager, Plasticidade de Tampa, etc.) ou um visco-elástico-plástico. Para responder por quedas de pressão associadas com fluxo de meio poroso resultando de altas vazões de poço, o gradiente de pressão é aproximado por um gradiente de pressão não Darcy contra a relação de vazão. Como resultado, um modelo de engenharia de FEA, que é representativo do furo de poço (isto é, o invólucro, tubulação, anel cheio de cascalho, perfurações de invólucro e cimento), as regiões de furo de poço próximo (perfurações e alas de fratura), e rocha de reservatório até o raio de drenagem, é desenvolvido. Este modelo de engenharia de FEA empregando modelo constitutivo de rocha apropriada e modelo de fluxo não Darcy para quedas de pressão é usado para resolver as equações acopladas resultando de equilíbrio de impulso e equilíbrio de massa governando deformação de rocha e fluxo pelos meios porosos, respectivamente. As condições de limite empregadas no modelo são a pressão de furo de fundo corrente fixa no furo de poço e a pressão de campo distante no raio de drenagem. Juntas, estas condições de limite podem ser variadas para simular uma série de extração abaixo e esgotamento de poço.
[0081] Os parâmetros governando o desempenho da completação de poço podem ser identificados. Por exemplo, estes parâmetros podem incluir: (1) extração abaixo de poço (isto é, a diferença entre a pressão de campo distante e pressão de furo de fundo corrente); (2) esgotamento de poço (isto é, a redução na pressão de campo distante de pressão de reservatório original); (3) diâmetro de furo de poço; (4) diâmetro de tela; (5) comprimento de ala de fratura; (6) largura de fratura; (7) tamanho de perfuração em invólucro e cimento; (8) faseamento de perfuração; (9) permeabilidade de cascalho; e/ou (10) coeficiente de fluxo não Darcy de cascalho. Alguns destes parâmetros, tais como parâmetros modelo constitutivos de rocha e propriedades de fluxo de rocha, podem ser obtidos de prova de núcleo.
[0082] Neste exemplo, os parâmetros (3) por (7) podem ser fixados a um dado nível dentro do modelo de FEA. Com estes parâmetros fixados, o modelo de FEA pode ser utilizado para conduzir uma série de simulações de estado estável para
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33/41 níveis variáveis de extração abaixo e esgotamento. Os resultados do modelo de FEA acoplado podem ser usados para computar eficiência de fluxo de poço. Em particular, se o modelo de FEA for usado para predizer vazão para um dado nível de esgotamento e extração abaixo, a eficiência de fluxo de poço pode ser definida como a relação de vazão de poço computada por modelo de FEA acoplado para a vazão ideal. Neste exemplo, a vazão ideal é definida como o fluxo em um poço vertical completamente penetrante completada uma completação de furo aberto, que tem o mesmo diâmetro de furo de poço, extração abaixo, esgotamento, e propriedades de rocha como o modelo de FEA completamente acoplado. A propriedade e permeabilidade de fluxo de rocha usada é o cálculo de vazão ideal, que é igual ao modelado completamente acoplado porque a compactação de rocha e efeitos de fluxo não Darcy são negligenciados. Por conseguinte, uma série de eficiências de completação de poço são avaliadas para nível variado de extração abaixo e esgotamento e para um conjunto fixo de parâmetros (3) por (7). Então, uma curva matemática simplificada de eficiências de completação de poço pode ser gerada para níveis variados de extração abaixo e esgotamento para o limite de física acoplada.
[0083] Como resultado deste processo, Figura 8 ilustra um gráfico exemplar da extração abaixo contra esgotamento de um poço de acordo com as presentes técnicas. Na Figura 8, um gráfico, que é geralmente referido como numeral de referência 800, compara a extração abaixo 802 ao esgotamento 804 do poço 103. Neste exemplo, o limite de física acoplada pode definir um limite técnico 806 gerado de fluxograma 700. Como mostrado no gráfico 800, o limite técnico 806 pode variar baseado nos valores relativos da extração abaixo 802 ao esgotamento 804. O poço 103 permanece produtivo contanto que a extração abaixo e esgotamento de poço sejam constrangidas dentro do limite técnico 806. O limite técnico neste exemplo representa a extração abaixo e esgotamento de pressão máxima que um poço pode sustentar antes as tubulações de poço experimentem problemas de integridade mecânica causando falha de produção de poço ao produzir de uma formação de reservatório de compactação. Alternativamente, o limite técnico 806 também pode
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34/41 representar o nível máximo de extração abaixo e esgotamento de poço para um dado nível de depreciação de fluxo causada por redução em permeabilidade de rocha relacionada à compactação de rocha de reservatório ao produzir de uma formação de reservatório de compactação. Em outro cenário de exemplo, o limite de física acoplada pode representar o limite técnico combinado em desempenho de poço para uma dada depreciação de fluxo se manifestando da física acoplada combinada de fluxo não Darcy de alta taxa ocorrendo em combinação com redução de permeabilidade induzida por compactação de rocha.
[0084] Indiferente dos limites técnicos, que podem incluir os limites de física acoplada, limites de operabilidade de poço, limites de produtibilidade de poço ou outros limites técnicos, o desempenho do poço pode ser otimizado em vista dos vários limites técnicos por várias razões. Figura 9 é um fluxograma exemplar da otimização de condições operacionais de poço e/ou arquitetura de completação de poço com a ferramenta de usuário 212 da Figura 2 ou de acordo com os limites de física acoplada de ferramenta 203 da Figura 2 de acordo com aspectos das presentes técnicas. Neste fluxograma, que é referido por numeral de referência 900, um ou mais limites técnicos podem ser combinados e utilizados para desenvolver condições operacionais de poço otimizadas através da vida de um poço ou arquitetura de completação de poço otimizada para alcançar perfil de fluxo de entrada otimizado junto com uma completação de poço completando o poço de acordo com os limites técnicos de produção de poço. O processo de otimização de poço pode ser conduzido durante a fase de planejamento de desenvolvimento de campo, projeto de poço para avaliar vários tipos de completação de poço para alcançar desempenho de poço desejado consistente com limites técnicos durante a fase de desenvolvimento de campo, identificar poço assuntos de raiz para subdesempenho de poço em inspeção de campo cotidiana e/ou executar estudos hipotéticos e Análise de Risco Quantitativa (QRA) para quantificar incertezas em desempenho de poço esperado. Quer dizer, a presente técnica pode prover condições operacionais de poço otimizadas através da vida do poço ou arquitetura de poço otimizada (isto é, hardware de completação) a ser empregada em
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35/41 completação de poço, que são baseadas em vários modos de falha associados com um ou mais limites técnicos. Novamente, este processo de otimização pode ser executado por um usuário interagindo com um aplicativo, tal como a ferramenta de usuário 212 da Figura 2, para otimizar desempenho de poço integrado.
[0085] O fluxograma começa no bloco 901. Nos blocos 902 e 904, os modos de falha são identificados e os limites técnicos são obtidos. Os modos de falha e limites técnicos podem incluir os modos de falha discutidos acima junto com os limites técnicos associados gerados para esses modos de falha. Em particular, os limites técnicos podem incluir o limite de física acoplada, limite de operabilidade de poço, e limite de produtibilidade de poço, como discutido acima. No bloco 906, uma função objetiva pode ser formulada. A função objetiva é uma abstração matemática de uma meta visada que é para ser otimizada. Por exemplo, a função objetiva pode incluir otimizar produção para um poço para desenvolver um caminho de produção através do ciclo de vida do poço que seja consistente com os limites técnicos. Alternativamente, a função objetiva pode incluir otimizar o perfil de fluxo de entrada na completação de poço baseado em vários limites técnicos que governam produção da formação ao longo do comprimento da completação. No bloco 908, um resolvedor de otimização pode ser utilizado para resolver o problema de otimização definido pela função objetiva junto com os constrangimentos de otimização como definidos pelos vários limites técnicos para prover uma solução otimizada ou desempenho de poço. As situações específicas podem incluir uma comparação do limite de operabilidade de poço e limite de produtibilidade de poço ou até mesmo o limite de física acoplada, que compreende múltiplos modos de falha. Por exemplo, perda de permeabilidade relacionada à compactação de rocha, que conduz à depreciação de produtividade, pode ocorrer rapidamente se desmoronamento de poro da rocha de reservatório ocorrer. Enquanto, aumentar taxa de produção é benéfico, fluir o poço a taxas que causam desmoronamento de poro pode danificar permanentemente o poço e limitar taxas de produção e recuperações futuras. Por conseguinte, extração abaixo adicional pode ser utilizada para manter taxa de produção, que pode ser limitada pelo limite de operabilidade de poço que define o limite de falha mecânica
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36/41 do poço. Assim, a solução otimizada pode ser a extração abaixo e esgotamento de poço através do ciclo de vida de um poço que reduz simultaneamente riscos de produtibilidade de poço devido a efeitos de depreciação de fluxo como resultado de perda de permeabilidade relacionada à compactação e o riscos de operabilidade de poço devidos à compactação de rocha, enquanto maximizando taxas iniciais e recuperação total do poço. A discussão prévia também pode ser aplicada à operação de injeção ao injetar fluidos e/ou sólidos em uma formação. Em outro exemplo de otimização, limites técnicos podem ser desenvolvidos para fluxo de entrada ao longo do comprimento da completação das várias formações de rocha como cruzadas pela completação de poço. Uma função objetiva pode ser formulada para otimizar o perfil de fluxo de entrada para uma dada quantidade de produção total ou taxa de injeção para o poço. Também, um resolvedor de otimização pode ser utilizado para resolver o problema de otimização definido por esta função objetiva junto com os constrangimentos de otimização como definidos pelos vários limites técnicos. Este resolvedor de otimização pode prover uma solução otimizada que é o perfil de fluxo de entrada otimizado consistente com limites técnicos de desempenho de poço desejados e produção de poço ou taxas de injeção visadas. [0086] Baseado nas soluções do resolvedor de otimização, um plano de inspeção de campo pode ser desenvolvido para o campo, como mostrado no bloco 910 e discutido ademais abaixo. O plano de inspeção de campo pode seguir a solução de otimização e constrangimentos de limite técnico para prover os hidrocarbonetos de uma maneira eficiente e aumentada. Alternativamente, arquitetura de completação de poço, isto é, tipo de completação, hardware, e dispositivos de controle de fluxo de entrada, podem ser projetados e instalados dentro de poço para administrar fluxo de entrada de poço de acordo com limites técnicos governando fluxo de entrada de várias formações no poço. Então, no bloco 912, o poço pode ser utilizado para produzir hidrocarbonetos ou injetar fluidos sólidos e/ou de uma maneira que segue o plano de inspeção para manter a operação dentro dos limites técnicos. Por conseguinte, o processo termina no bloco 914.
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37/41 [0087] Vantajosamente, otimizando o desempenho de poço, oportunidades perdidas na produção de hidrocarbonetos ou injeção de fluidos e/ou sólidos podem ser reduzidas. Também, a operação do poço pode ser ajustada para prevenir eventos indesejáveis e aumentar a economia de um poço através de seu ciclo de vida. Ademais, a presente abordagem provê uma base técnica para operações de poço cotidianas, ao invés do uso de leis de Hog, ou outras regras empíricas que são baseadas em suposições falhas.
[0088] Como um exemplo específico, o poço 103 pode ser uma completação de furo revestido, que é uma continuação do exemplo discutido acima com referência aos processos das Figuras 3 e 5. Como previamente discutido, os limites de operabilidade de poço e limites de produtibilidade de poço podem ser obtidos dos processos discutidos nas Figuras 3-6B ou um limite de física acoplada pode ser obtido como discutido nas Figuras 7-8. Indiferente da a fonte, os limites técnicos são acessados para uso em definir os constrangimentos de otimização. Ademais, qualquer Função objetiva desejada de perspectiva de economia de poço/campo pode ser empregada. A função objetiva pode incluir maximizar a taxa de produção de poço, ou otimizar perfil de fluxo de entrada de poço, etc. Por conseguinte, para otimizar a taxa de produção de poço, o limite de operabilidade de poço e limite de produtibilidade de poço podem ser empregados simultaneamente como constrangimentos para desenvolver história de extração abaixo e esgotamento de poço ótimo através do ciclo de vida do poço. Condições operacionais de poço desenvolvidas desta maneira podem administrar sistematicamente o risco de falhas de integridade mecânica de poço, enquanto reduzindo o impacto potencial de vários modos de depreciação de fluxo sobre capacidade de fluxo de poço. Alternativamente, para otimizar o perfil de fluxo de entrada na completação de poço, o limite de operabilidade de poço e limite de produtibilidade de poço para cada camada de formação como cruzada pela completação de poço podem ser empregados simultaneamente como constrangimentos para desenvolver o perfil de fluxo de entrada ótimo ao longo do comprimento da completação através do ciclo de vida de um poço. Este perfil de fluxo de entrada ótimo é usado para desenvolver
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38/41 arquitetura de completação de poço, isto é, tipo de completação de poço, hardware, e dispositivos de controle de fluxo de entrada que habilitam a produção ou injeção usando as condições de fluxo otimizadas.
[0089] Com a solução otimizada para a função objetiva e os limites técnicos, um plano de inspeção de campo é desenvolvido. A inspeção de campo pode incluir monitoração de dados tais como pressões de superfície medidas ou as pressões de furo de fundo correntes de furo abaixo, estimativas de pressões de furo de fundo estáticas, ou quaisquer outras medições de dados físicos de superfície ou furo abaixo, tais como temperatura, pressões, taxas individuais de fase fluida, vazões, etc. Estas medições podem ser obtidas de medidores de pressão de furo de superfície ou fundo, cabos de fibra óptica de temperatura distribuídos, medidores de temperatura de ponto único, medidores de fluxo, e/ou qualquer outro dispositivo de medição de dados físicos de superfície ou furo abaixo em tempo real que pode ser utilizado para determinar a extração abaixo, esgotamento, e taxas de produção de cada camada de formação no poço. Por conseguinte, o plano de inspeção de campo pode incluir instrumentos, tais como, mas não limitados a, medidores de pressão de furo de fundo, que são instalados permanentemente furo abaixo ou correm através de uma linha de fios. Também, medições de temperatura de fibra óptica e outros dispositivos podem ser distribuídos através do comprimento da completação de poço para transmitir as medições de dados em tempo real a um servidor de computação central para uso por engenheiro para ajustar condições operacionais de produção de poço como pelo plano de inspeção de campo. Quer dizer, o plano de inspeção de campo pode indicar que engenheiros ou pessoal de campo deveria revisar extração abaixo e esgotamento de poço ou outras condições de produção de poço diariamente contra um nível visado fixo para manter o desempenho do poço otimizado.
[0090] Figuras 10A-10C ilustram gráficos exemplares associados com a otimização do poço da Figura 1 de acordo com as presentes técnicas. Em particular, Figura 10A compara o limite de operabilidade de poço com o limite de produtibilidade de poço de um poço para extração abaixo de poço 1002 contra esgotamento de
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39/41 poço 1004 de acordo com as técnicas presentes. Na Figura 10A, um gráfico, que é geralmente referido como numeral de referência 1000, compara limite de operabilidade de poço 1006, como discutido na Figura 4, com o limite de produtibilidade de poço 1007 da Figura 6A. Neste exemplo, um caminho de produção não otimizado ou típico 1008 e um caminho de produção de desempenho de poço integrado otimizado 1009 são providos. O caminho de produção não otimizado 1008 pode aumentar a produção dia a dia baseado em um único estado de limite, tal como o limite de operabilidade de poço, enquanto o caminho de produção de IWP 1009 pode ser um caminho de produção otimizado que é baseado na solução para o problema de otimização usando a função objetiva e os limites técnicos discutidos acima. Os benefícios imediatos do caminho de produção de desempenho de poço integrado 1009 através do caminho de produção não otimizado 1008 não são imediatamente evidentes olhando só para a extração abaixo contra o esgotamento.
[0091] Na Figura 10B, um gráfico que é geralmente referido como numeral de referência 1010, compara a taxa de produção 1012 com tempo 1014 para os caminhos de produção. Neste exemplo, o caminho de produção não otimizado 1016, que está associado com o caminho de produção 1008 e o caminho de produção de IWP 1018, que está associado com o caminho de produção 1009, são representados pela taxa de produção do poço através de um período de operação para cada caminho de produção. Com o caminho de produção não otimizado 1016, a taxa de produção é inicialmente mais alta, mas cai abaixo do caminho de produção de IWP 1018 com o tempo. Como resultado, o caminho de produção de IWP 1018 apresenta um tempo de platô mais longo e é vantajoso economicamente.
[0092] Na Figura 10C, um gráfico, que é geralmente referido como numeral de referência 1020, compara os bbl totais (barris) 1022 com tempo 1024 para os caminhos de produção. Neste exemplo, o caminho de produção não otimizado 1026 que está associado com o caminho de produção 1008, e o caminho de produção de IWP 1028, que está associado com o caminho de produção 1009, são representados pelos bbl totais do poço através de um período de operação para
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40/41 cada caminho de produção. Com o caminho de produção não otimizado 1026, os bbl totais são novamente inicialmente mais altos do que o caminho de produção de IWP 1028, mas o caminho de produção de IWP 1028 produz mais que o caminho de produção não otimizado 1026 através do período de tempo. Como resultado, mais hidrocarbonetos, tal como petróleo, são produzidos através do mesmo intervalo de tempo como o caminho de produção não otimizado 1026, que resulta na captura de mais da reserva para o caminho de produção de IWP.
[0093] Alternativamente, a otimização pode usar o limite de físicas acoplada junto com a função objetiva para otimizar o desempenho de poço. Por exemplo, porque economia da maioria das completações de poço de água profunda é sensível às taxas de produção de poço de platô inicial e comprimento do tempo de platô, a função objetiva pode estar maximizando a taxa de produção de poço. Por conseguinte, um simulador de reservatório padrão pode ser usado para desenvolver um modelo de simulação de poço único para o poço considerado cujo desempenho é para ser otimizado (isto é, maximizar a taxa de produção de poço). O modelo de simulação de reservatório pode se confiar em métodos de discretização de grade volumétrica/célula, que são baseados no modelo geológico do reservatório acessados pelo poço. Os métodos de discretização de grade volumétrica/célula podem ser métodos baseados em Diferença Finita, Volume Finito, Elemento Finito, ou qualquer outro método numérico usado para resolver equações diferenciais parciais. O modelo de simulação de reservatório é usado para predizer a taxa de produção de poço contra tempo para um dado conjunto de condições operacionais de poço, tais como extração abaixo e esgotamento. A um dado nível de extração abaixo e esgotamento, o desempenho de poço no modelo de simulação é constrangido pelo limite de física acoplada desenvolvido em processo de física acoplada 700. Constrangimentos adicionais em desempenho de poço, tais como limite superior nas relações de gás-petróleo (GOR), relações de água-petróleo (WOR), e similar, também pode ser empregadas como constrangimentos em predizer e otimizar desempenho de poço. Um resolvedor de otimização pode ser empregado para resolver o problema de otimização anterior para computar a história
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41/41 de tempo de extração abaixo e esgotamento de poço que maximiza a taxa de produção de poço de platô. Então, um plano de inspeção de campo pode ser desenvolvido e utilizado, como discutido acima.
[0094] Enquanto as presentes técnicas da invenção poderiam ser suscetíveis a várias modificações e formas alternativas, as concretizações exemplares discutidas acima foram mostradas por meio de exemplo. Porém, deveria ser entendido novamente que a invenção não é pretendida ser limitada às concretizações particulares expostas aqui. Realmente, as presentes técnicas da invenção são para cobrir todas as modificações, equivalentes, e alternativas caindo dentro do espírito e extensão da invenção como definidas pelas reivindicações seguintes anexas.
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Claims (18)
- REIVINDICAÇÕES1. Método implementado por computador para otimizar o desempenho do poço, caracterizado pelo fato de que compreende:identificar uma pluralidade de modos de falha (902) para um poço (103); obter pelo menos um limite técnico associado com cada uma da pluralidade de modos de falha (904), formular uma função objetiva para otimização de desempenho de poço (906); e resolver um problema de otimização usando a função objetiva e pelo menos um limite técnico para otimizar desempenho de poço (908):em que obter o dito pelo menos um limite técnico compreende gerar uma superfície de resposta (214) incluindo algoritmos ou equações que definem o limite técnico para o modo de falha a partir de modelos de simulação computacional ou engenharia com base nos estudos paramétricos de projetos experimentais, e um limite técnico de física acoplado (220) associado a um primeiro modo de falha e um segundo modo de falha.
- 2. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a superfície de resposta foi previamente gerada a partir da análise de poços diferentes em várias fases ou de fases de desenvolvimento de poços diferentes.
- 3. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender desenvolver um plano de inspeção de campo da solução obtida do problema de otimização (910).
- 4. Método de acordo com reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender produzir hidrocarbonetos do poço baseado no plano de inspeção de campo (912).
- 5. Método de acordo com reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender injetar fluidos no poço baseado no plano de inspeção de campo.
- 6. Método de acordo com reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente:receber dados de produção de poço;Petição 870180034679, de 27/04/2018, pág. 49/552/4 atualizar a solução otimizada;atualizar o plano de inspeção de campo baseado em solução otimizada atualizada; e executar operações de poço baseadas na solução otimizada.
- 7. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um limite técnico compreende um limite de operabilidade de poço associado com um primeiro modo de falha e um limite de produtibilidade de poço associado com um segundo modo de falha.
- 8. Método de acordo com reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o primeiro modo de falha compreende determinar quando falha de cisalhamento ou falha de ruptura de rocha ocorre e resulta em produção de areia do poço.
- 9. Método de acordo com reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o primeiro modo de falha compreende determinar um dentre desmoronamento, esmagamento, curvatura e cisalhamento de tubulações de poço devido à compactação de rocha de reservatório ou deformação de sobrecarga como resultado de produção de hidrocarbonetos ou injeção de fluidos.
- 10. Método de acordo com reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o segundo modo de falha compreende determinar quando queda de pressão por uma de uma pluralidade de perfurações e uma pluralidade de tipos de completação em uma completação de poço do poço impedem o fluxo de fluidos dentro ou fora do poço.
- 11. Método de acordo com reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o segundo modo de falha compreende determinar quando a queda de pressão associada com outros modos de depreciação impede o fluxo por uma região de poço próxima, uma completação de poço, e dentro de um furo de poço do poço.
- 12. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um da pluralidade dos modos de falha compreende compactação de rocha associada com resistência a cisalhamento fraca ou alta compressibilidade.
- 13. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que resolver o problema de otimização é baseado em otimizar um perfil de fluxo dePetição 870180034679, de 27/04/2018, pág. 50/553/4 entrada de poço ou um perfil de fluxo de saída de injeção através do comprimento de uma completação de poço no poço.
- 14. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender projetar hardware de completação de poço de acordo com um perfil de fluxo de entrada ou um perfil de fluxo de saída otimizado que é baseado na solução obtida do problema de otimização.
- 15. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que resolver o problema de otimização é baseado em otimizar um perfil de produção de poço ou um perfil de injeção com o tempo.
- 16. Aparelho para otimizar o desempenho do poço, caracterizado pelo fato de que compreende:um processador (212, 218);uma memória acoplada ao processador; e uma aplicativo acessível pelo processador, em que o aplicativo é configurado para:receber uma pluralidade de modos de falha para um poço;obter pelo menos um limite técnico associado com cada uma da pluralidade de modos de falha, formular uma função objetiva para otimização de desempenho de poço; resolver um problema de otimização usando a função objetiva e pelo menos um limite técnico para otimizar desempenho de poço; e prover a solução otimizada a um usuário, em que o dito pelo menos um limite técnico é obtido através da geração de uma superfície de resposta (214) incluindo algoritmos ou equações que definem o limite técnico para o modo de falha a partir de modelos de simulação computacional ou engenharia com base nos estudos paramétricos de projetos experimentais, e um limite técnico de física acoplado (220) associado a um primeiro modo de falha e um segundo modo de falha.
- 17. Aparelho de acordo com reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o aplicativo é configurado para obter um plano de inspeção de campo baseadoPetição 870180034679, de 27/04/2018, pág. 51/554/4 na solução otimizada.
- 18. Aparelho de acordo com reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o aplicativo é configurado para:receber dados de produção de poço; atualizar a solução otimizada;atualizar o plano de inspeção de campo baseado em solução otimizada atualizada; e executar operações de poço baseadas na solução otimizada.Petição 870180034679, de 27/04/2018, pág. 52/551/8
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