BR112017011436B1

BR112017011436B1 - Método e sistema para realizar uma operação em uma formação de terra dentro de um furo de poço existente e método para realizar uma operação de perfuração de poço

Info

Publication number: BR112017011436B1
Application number: BR112017011436-4A
Authority: BR
Inventors: William A. H. Aitken
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2014-12-03
Filing date: 2015-11-03
Publication date: 2022-06-14
Also published as: BR112017011436A2; EP3227530A4; EP3227530A1; US20160160627A1; AU2015355492B2; US10280731B2; CN107018672B; EP3227530B1; CO2017005783A2; CA2969515C; CN107018672A; WO2016089523A1; AU2015355492A1; CA2969515A1

Abstract

caracterização e/ou otimização de operação de indústria de energia. uma modalidade de um método de realizar uma operação de indústria de energia inclui: implantar um transportador em uma formação de terra, o transportador incluindo um componente de fundo de poço configurado para executar a operação; executar a operação de acordo com parâmetros operacionais; medir uma condição, a condição incluindo pelo menos uma de uma condição de superfície e uma condição de fundo de poço e gerar dados de medição representando a condição medida; sintonizar um modelo de simulação da operação com base nos dados de medição, o modelo sendo um modelo matemático configurado para estimar a condição com base nos parâmetros operacionais selecionados; selecionar um ajuste hipotético para um ou mais parâmetros operacionais selecionados; aplicar o ajuste hipotético ao modelo de simulação para gerar condições preditas da operação; e com base nas condições preditas representando uma melhoria para a operação, ajustar parâmetros operacionais de acordo com o ajuste hipotético.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido US 14/559. 690, depositado em 3 de dezembro de 2014, o qual é aqui incorporado por referência na sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[0002] Exploração de hidrocarbonetos e indústrias de energia empregam vários sistemas e operações para realizar atividades incluindo perfuração, avaliação de formação, estimulação e produção. Medições tais como medições de temperatura e fluxo são tipicamente realizadas para monitorar e avaliar tais operações.

SUMÁRIO

[0003] Uma modalidade de um método de realizar uma operação de indústria de energia inclui: implantar um transportador em uma formação de terra, o transportador incluindo um componente de fundo de poço configurado para executar a operação; executar a operação de acordo com parâmetros operacionais; medir uma condição, a condição incluindo pelo menos uma de uma condição de superfície e uma condição de fundo de poço e gerar dados de medição representando a condição medida; sintonizar um modelo de simulação da operação com base nos dados de medição, o modelo sendo um modelo matemático configurado para estimar a condição com base nos parâmetros operacionais selecionados; selecionar um ajuste hipotético para um ou mais parâmetros operacionais selecionados; aplicar o ajuste hipotético ao modelo de simulação para gerar condições preditas da operação; e com base nas condições preditas representando uma melhoria para a operação, ajustar parâmetros operacionais de acordo com o ajuste hipotético.

[0004] Uma modalidade de um sistema para executar uma operação de indústria de energia inclui: um transportador configurado para ser disposto numa formação de terra, o transportador incluindo um componente de fundo de poço configurado para executar a operação com base nos parâmetros operacionais selecionados; pelo menos um dispositivo de detecção configurado para medir uma condição durante a operação, a condição incluindo pelo menos uma de uma condição de superfície e uma condição de fundo de poço; e um processador configurado para receber dados de medição representando a condição medida e aplicar os dados de medição a um modelo de simulação da operação, o modelo de simulação sendo um modelo matemático configurado para estimar a condição com base em parâmetros operacionais selecionados. O processador é configurado para executar: sintonia do modelo de simulação da operação com base nos dados de medição; selecionar um ajuste hipotético para um ou mais parâmetros operacionais selecionados; aplicar o ajuste hipotético para o modelo de simulação para gerar condições preditas da operação; e com base nas condições preditas representando uma melhoria para a operação, ajustar parâmetros operacionais de acordo com o ajuste hipotético.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0005] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes em nenhuma circunstância. Com referência às figuras anexas, elementos similares são igualmente numerados:

[0006] A FIG. 1 representa uma modalidade de um sistema de perfuração e/ou geo-orientação;

[0007] A FIG. 2 representa uma modalidade de um sistema de produção e/ou estimulação de hidrocarboneto;

[0008] A FIG. 3 representa uma modalidade de um sistema de tubulação espiralada;

[0009] A FIG. 4 é um fluxograma fornecendo um método exemplar de gerar e atualizar um modelo de uma operação de indústria de energia e de controlar a operação com base no modelo;

[0010] A FIG. 5 representa uma porção de uma exibição exemplar que inclui um indicador de estado e outros indicadores visuais representando parâmetros e condições operacionais;

[0011] A FIG. 6 representa um exemplo do indicador de estado mostrado na FIG. 4;

[0012] A FIG. 7 representa um exemplo do indicador de estado mostrado na FIG. 4; e

[0013] A FIG. 8 representa um exemplo de um perfil de indicador de estado.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0014] Os sistemas e os métodos descritos neste documento permitem criar, atualizar e/ou otimizar um modelo de uma operação de indústria de energia e usar o modelo para controlar, melhorar e/ou otimizar a operação. Em uma modalidade, um modelo de operação descrevendo uma operação proposta é gerado o qual fornece uma predição de várias condições de fundo de poço e/ou de superfície. As condições podem incluir parâmetros operacionais, medições de fundo de poço de condições (por exemplo, pressão, temperatura, vibração e outros) e medições de superfície de condições (por exemplo, pressão de bomba, taxa de fluxo de fluido de injeção, propriedades de fluido produzido, velocidade de implantação ou manobra e outros).

[0015] Durante uma operação, são realizadas várias medições, as quais podem ser tomadas na superfície e/ou no fundo de poço. Em uma modalidade, estas medições são recebidas e aplicadas ao modelo em tempo real. Um dispositivo de processamento, tal como um controlador de fundo de poço ou de superfície automaticamente sintoniza ou atualiza o modelo em tempo real para combinar com condições de fundo de poço e/ou de superfície. Em uma modalidade, o sistema é configurado para executar métodos de melhoria e/ou otimização selecionando ou propondo ajustes hipotéticos à operação ("o que se. . . ?").

[0016] Os ajustes hipotéticos são aplicados ao modelo para predizer a resposta dos componentes de fundo de poço, do poço e/ou da formação. Se um ou mais ajustes hipotéticos forem determinados serem benéficos, eles podem ser aplicados à operação. Estas predições são geradas mais rápidas do que em tempo real, isto é, as predições baseadas no modelo em sua forma atual podem ser realizadas antes do próximo ajuste em tempo real.

[0017] Em uma modalidade, o sistema fornece uma exibição que inclui indicadores visuais ou sinalizadores de oportunidade. Os indicadores são apresentados a um usuário com base em uma comparação entre condições reais (medidas no fundo de poço e/ou na superfície) e condições preditas. A geração de indicadores pode ser realizada em conjunto com sintonia em tempo real do modelo. Por exemplo, um método inclui receber dados de medição, comparar as condições medidas com condições preditas pelo modelo, gerando indicadores com base na comparação e ajustando o modelo com base na comparação.

[0018] As descrições fornecidas neste documento são aplicáveis a várias atividades ou operações de dados da indústria de petróleo e gás ou energia. Embora modalidades neste documento sejam descritas no contexto de operações de perfuração, completação e estimulação, elas não são tão limitadas. As modalidades podem ser aplicadas a qualquer operação de indústria de energia. Exemplos de operações de indústria de energia incluem medição e modelagem de superfície ou subsuperfície, caracterização e modelagem de reservatório, avaliação de formação (por exemplo, pressão de poro, litologia, identificação de fratura, etc.), estimulação (por exemplo, fraturamento hidráulico, estimulação ácida), operações de tubulação espiralada, perfuração, completação e produção.

[0019] Com referência à FIG. 1, uma modalidade exemplar de um sistema de perfuração de fundo de poço 10 disposto num poço 12 é mostrada. Uma coluna de perfuração 14 é disposta no poço 12 o qual penetra pelo menos numa formação de terra 16. Embora o poço 12 seja mostrado na FIG. 1 ser de diâmetro constante, o poço não é tão limitado. Por exemplo, o poço 12 pode ser de diâmetro e/ou direção variada (por exemplo, azimute e inclinação). A coluna de perfuração 14 é feita, por exemplo, de um tubo ou múltiplas seções de tubo. O sistema de 10 e/ou a coluna de perfuração 14 incluem um conjunto de perfuração 18. O conjunto de perfuração 18, o qual pode ser configurado como uma composição de fundo (BHA), inclui uma broca de perfuração 20 e é configurado para ser transportado para o poço 12 de uma sonda de perfuração 22. Várias ferramentas de medição também podem ser incorporadas no sistema 10 para efetuar regimes de medição, tais como aplicações de medição de cabo de aço ou aplicações de perfilagem durante perfuração (LWD). Por exemplo, um ou mais componentes de fundo de poço, tal como a coluna de perfuração 14 e o conjunto de perfuração 18, incluem dispositivos de sensor 24 configurados para medir vários parâmetros da formação e/ou do poço.

[0020] Em uma modalidade, o conjunto de perfuração 18 e os dispositivos de sensor 24 são configurados para comunicar com um ou mais processadores, tal como uma unidade eletrônica de fundo de poço 26 e/ou uma unidade de processamento de superfície 28. O(s) processador(es) pode(m) receber sinais de dados e comunicação dos componentes de fundo de poço e/ou transmitir sinais de controle para os componentes. Sinais e dados podem ser transmitidos via qualquer dispositivo ou sistema de transmissão apropriado, tal como um cabo 30. Outras técnicas usadas para transmitir sinais e dados incluem tubo com fio, conexões elétricas e/ou de fibra óptica, pulso de lama, telemetria eletromagnética e acústica.

[0021] Com referência à FIG. 2, uma modalidade exemplar de um sistema de produção e/ou estimulação de hidrocarboneto 40 inclui uma coluna de poço 42 configurada para ser disposta num poço 44 que penetra em pelo menos uma formação de terra 46. O poço pode ser um furo aberto, um furo revestido ou um furo parcialmente revestido. Em uma modalidade, a coluna de poço 42 é uma coluna de produção que inclui um tubular 48, tal como um tubo (por exemplo, múltiplos segmentos de tubo), tubo com fio ou tubulação espiralada, que se estende de uma cabeça de poço 50 num local de superfície (por exemplo, em uma locação de perfuração ou embarcação de estimulação offshore).

[0022] O sistema 40 inclui um ou mais conjuntos de estimulação 52 configurados para controlar injeção de fluido de estimulação e dirigir fluido de estimulação para uma ou mais zonas de produção na formação. Cada conjunto de estimulação 52 inclui um ou mais dispositivos de controle de injeção ou fluxo 54 configurados para dirigir fluido de estimulação de um conduto no tubular 48 para o poço 44. Como usado aqui, o termo "fluido" ou "fluidos" inclui líquidos, gases, hidrocarbonetos, fluidos de múltiplas fases, misturas de dois ou mais fluidos, água e fluidos injetados da superfície, tal como água ou fluidos de estimulação. Por exemplo, o fluido pode ser uma pasta que inclui fluidos de fraturamento ou estimulação e/ou propantes. Em outro exemplo, o fluido é um fluido de estimulação, tal como um fluido de estimulação ácido.

[0023] Outros componentes que podem ser incorporados incluem canhoneios no revestimento e/ou poço e packers 56 os quais são tipicamente transportados furo abaixo e ativados para expandir quando eles atingem uma profundidade selecionada para vedar o poço e criar regiões isoladas. Múltiplas aberturas e packers podem ser dispostos em profundidades múltiplas para criar uma pluralidade de regiões ou zonas isoladas.

[0024] Vários dispositivos e sistemas de superfície podem ser incluídos em locais de superfície. Por exemplo, uma unidade de armazenamento de fluido 58, uma unidade de armazenamento de propante 60, uma unidade de mistura 62 e uma unidade de bomba ou injeção 64 estão conectadas à cabeça de poço 50 para fornecer fluido para a coluna de poço 42 ou um anular de coluna/completação para operações, tal como uma operação de fracking, uma operação de estimulação, uma operação de limpeza e outras.

[0025] O sistema 40 também inclui uma unidade de processamento de superfície, tal como uma unidade de controle 66, a qual tipicamente inclui um processador 68, um ou mais programas de computador 70 para executar instruções e um dispositivo de armazenamento 72. A unidade de controle 66 recebe sinais de sensores de fundo de poço e dispositivos de superfície, tal como a unidade de mistura 62 e a unidade de bomba 64 e controla os dispositivos de superfície para obter um parâmetro selecionado do fluido em um local no fundo de poço. Funções como funções de detecção e controle podem não ser realizadas exclusivamente pelo controlador de superfície 66. Por exemplo, a unidade eletrônica de fundo de poço 74 é conectada a sensores e dispositivos de fundo de poço e executa funções tais como controlar dispositivos de fundo de poço, receber dados e comunicação de sensor e comunicar com o controlador 66.

[0026] Outro exemplo do sistema 40 é mostrado na FIG. 3. Neste exemplo, a coluna de poço 42 inclui uma tubulação espiralada 76 que pode ser estendida para o poço 44, por exemplo, uma porção horizontal do poço 44. O termo "furo de poço horizontal" se refere a poços horizontais ou altamente desviados como entendido na arte. Uma BHA 78 é conectada à extremidade da tubulação espiralada 76 via um conector tal como, por exemplo, um conector de "agarrar". Embora a BHA 78 possa assumir uma variedade de formas, a BHA 78 neste exemplo inclui uma ferramenta de canhoneio de jato de areia equipada para circulação reversa. A ferramenta de jateamento de areia da BHA 78 pode ser utilizada para criar canhoneios 80. Em uma operação de fraturamento exemplar, uma pasta de fraturamento 82 é bombeada pelo anular 84, durante a qual um primeiro leito de propante 86 pode começar a se formar no lado debaixo da porção horizontal e um segundo leito de propante 88 pode começar a se formar se forem usados métodos de canhoneio de areia.

[0027] Uma variedade de técnicas pode ser usada para isolar os canhoneios 80, tal como packers ou tampões. Por exemplo, um pequeno volume de fluido com elevadas concentrações de areia é adicionado ao estágio final da pasta de fraturamento para criar um tampão de areia. Fluido de deslocamento limpo é, então, bombeado atrás da pasta a fim de deslocar a pasta de fraturamento para os canhoneios.

[0028] Em uma modalidade, a fim de evitar questões de falha de peneira prematuras durante o fraturamento, sólidos ou detritos residuais (por exemplo, leitos de propante 86 e 88) são removidos, isto é, limpos. Um processo de limpeza exemplar inclui bombear um fluido limpo pelo anular 84 enquanto a BHA 78 está no fundo de poço e/ou está sendo movida para cima, desse modo circulando sólidos residuais e leito de propante furo abaixo em direção ao tampão de areia. O fluido de limpeza é forçado a fluir através da BHA 78, para cima ao longo da tubulação espiralada 76 e de volta à superfície. Depois de os leitos de propante e/ou outros detritos terem sido removidos, apenas fluido de limpeza está presente no anular 84. Como tal, o próximo intervalo pode ser fraturado sem o perigo de peneira com falha prematura. É observado que as operações de fraturamento e limpeza são meramente exemplares, pois outras técnicas e/ou componentes podem ser usados para fraturamento e limpeza.

[0029] Vários dispositivos de detecção ou de medição podem ser incluídos no sistema 10 e/ou sistema 40 em locais de fundo de poço e/ou de superfície. Por exemplo, um ou mais sensores de parâmetro (ou conjuntos de sensor, tal como subs LWD) são configurados para medições de avaliação de formação relativas à formação, poço, características geofísicas e/ou fluidos de poço. Estes sensores podem incluir sensores de avaliação de formação (por exemplo, resistividade, constante dielétrica, saturação de água, porosidade, densidade e permeabilidade), sensores para medir parâmetros geofísicos (por exemplo, velocidade acústica e tempo de viagem acústica), sensores para medir parâmetros de fluido de poço (por exemplo, viscosidade, densidade, clareza, reologia, nível de pH e teor de gás, óleo e água) e sensores para estado de poço (por exemplo, pressão, temperatura, taxas de fluido).

[0030] Os sistemas aqui descritos estão equipados com um processador ou processadores (por exemplo, unidades de processamento 28 e/ou 66) que são configurados para receber dados de fundo de poço e/ou dados de superfície e gerar, ajustar e/ou atualizar um modelo de simulação que pode ser usado para monitorar e/ou controlar operações. O modelo de simulação pode ser usado em tempo real durante a operação, por exemplo, sintonizando o modelo com base em medições em tempo real. O modelo pode também ser usado subsequente à operação, por exemplo, sintonizando o modelo com base em medições tomadas durante a operação para intensificar operações futuras.

[0031] Em uma modalidade, o modelo é um modelo matemático que simula aspectos de uma operação de indústria de energia. Tais modelos incluem, por exemplo, um modelo de operação que simula diversos parâmetros e condições operacionais (superfície e/ou fundo de poço) em função de tempo e/ou profundidade. O modelo recebe informações descrevendo o ambiente de fundo de poço (por exemplo, propriedades de formação, propriedades de fluido de formação, parâmetros de poço, tal como diâmetro e trajetória, etc.) e parâmetros operacionais, tal como propriedades de fluido, pressão de injeção, temperatura e/ou taxa de fluxo, taxa de rotação e outros. Com base nestas informações e nos parâmetros operacionais, o modelo prediz os valores de várias condições ao longo do curso da operação. Tais condições incluem, por exemplo, pressão de poço, temperatura de poço, propriedades de fluido de fundo de poço, propriedades de fluido de produção e outros. Em uma modalidade, um modelo de operação inicial é gerado antes da operação com base em informações ambientais e parâmetros operacionais de uma operação proposta. O modelo inicial pode ser ajustado repetidamente durante a operação quando são realizadas medições das várias condições.

[0032] Em uma modalidade, o processador é configurado para gerar informação preditiva sobre ajustes potenciais para a operação e o seu efeito na mesma. Esta informação preditiva pode ser usada para otimizar e/ou melhorar a operação de uma forma que é mais rápida que em tempo real, isto é, a informação preditiva é gerada independente ou antes de ajustes em tempo real, com base em condições de medidas. Isto é útil em que muitas vezes um retardo que ocorre na tomada de medições e no recebimento de dados de medição, bem como um retardo que ocorre entre o ponto no tempo que dispositivos de controle ajustam parâmetros operacionais e o ponto no tempo quando as condições de fundo de poço mudam em resposta a esses ajustes. A informação preditiva permite aos usuários avaliarem ajustes à operação sem ter que realmente executar os ajustes e esperar que as condições de fundo de poço mudem.

[0033] Em uma modalidade, um processador utiliza um método quantitativo (matemático e/ou numérico) que modela condições e parâmetros durante uma operação. Por exemplo, para uma operação de tubulação ou tubulação de perfuração, o processador modela condições e parâmetros tal como temperatura e pressão de fundo de poço, taxa de fluxo de fluido, taxa de penetração, RPM e outros em função do tempo.

[0034] Embora os processadores aqui descritos sejam mostrados em comunicação com componentes de fundo de poço, eles não são tão limitados. Por exemplo, um processador pode ser incorporado como um computador independente ou outro dispositivo de processamento que pode receber dados de entrada, tal como parâmetros de modelo, informação de medição e programas de manobra propostos.

[0035] Os dispositivos de sensor, eletrônicos, ferramentas e outros componentes de fundo de poço podem ser incluídos ou incorporados como uma BHA, componente de coluna de perfuração ou outro transportador adequado. Um "transportador", conforme descrito neste documento, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elementos que podem ser usados para transportar, alojar, suportar ou de outro modo facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elementos. Transportadores não limitantes exemplares incluem colunas de perfuração do tipo de tubulação em espiral, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção das mesmas. Outros exemplos de transportadores incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sonda de cabo de aço, sondas de cabo liso, cargas explosivas de queda, subs de fundo de poço, composições de fundo e colunas de perfuração.

[0036] A FIG. 4 ilustra um método 120 para executar uma operação de indústria de energia. O método permite aos operadores modelarem uma operação, ajustar o modelo em tempo real, monitorar parâmetros e condições operacionais e avaliar ajustes potenciais para a operação. O método também proporciona uma maneira eficaz de melhorar e/ou otimizar a operação. O método 120 inclui um ou mais estágios 121-125 descritos neste documento, pelo menos porções dos quais podem ser realizadas por um processador (por exemplo, a unidade de processamento de superfície 28). Numa modalidade, o método 120 inclui a execução de todos os estágios 121-125 na ordem descrita. No entanto, certos estágios 121-125 podem ser omitidos, estágios podem ser adicionados ou a ordem dos estágios mudada.

[0037] Numa modalidade, o método é executado como especificado por um algoritmo que permite a um processador (por exemplo, a unidade de processamento de superfície 28) ajustar ou sintonizar automaticamente um modelo de operação, fornecer informações de estado e/ou aspectos de controle da operação. O processador como aqui descrito pode ser um único processador ou múltiplos processadores (por exemplo, uma rede).

[0038] No primeiro estágio 121, um modelo matemático de uma operação proposta, também referido como um modelo de simulação, gerado ou criado. A versão inicial do modelo de simulação (o "modelo inicial") usa as melhores estimativas para caracterizar a formação, o poço e fluidos (por exemplo, fluidos de formação, fluidos produzidos e fluidos injetados). O modelo de simulação prediz o poço e/ou resposta de formação para uma operação ou tratamento. Em uma modalidade, o modelo de simulação é um modelo transiente no tempo que simula condições em função do tempo durante uma operação. As condições simuladas incluem, por exemplo, profundidade da ferramenta, velocidade de manobra ou taxa de penetração, pressão de fundo de poço, temperatura de fundo de poço, propriedades de fluido de fundo de poço, propriedades de fluido produzido, taxas de fluxo de fluido e velocidade de implantação, etc.)

[0039] Por exemplo, uma operação de tubulação espiralada é modelada estimando valores de parâmetro ou propriedade em função de tempo ou profundidade, tal como pressão de superfície, pressão de fundo de poço, velocidade de manobra, tensão de tubulação, atrito e propriedades do fluido. Outros valores ou parâmetros de modelo incluem propriedades de poço (por exemplo, dimensões e trajetória do poço), propriedades de formação (por exemplo, litologia, porosidade de formação, propriedades de fluido de poço, etc.) e propriedades de fluido (por exemplo, fluido de bombeamento, fluido de formação, fluido produzido).

[0040] No segundo estágio 122, é realizada a operação durante a qual a operação é monitorada e são recolhidos dados em tempo real. Em uma modalidade, dados em tempo real são adquiridos usando um sistema de aquisição de dados que inclui dispositivos ou sistemas de aquisição de superfície e/ou de fundo de poço. Um ou mais processadores ou controladores recebem os dados em tempo real de dispositivos de medição de superfície e/ou de fundo de poço. Dispositivos de medição de superfície incluem, por exemplo, sensores de pressão de cabeça de poço, sensores de temperatura, sensores de pressão de bomba, sensores de taxa de fluxo de superfície e dispositivos de medição para estimar profundidade da tubulação espiralada. Vários dispositivos de medição de fundo de poço podem ser incorporados com ferramentas de fundo de poço, tal como sensores de pressão e temperatura, sensores de deformação para medir deformação, vibração e atrito (atrito de fluido e/ou contato), sensores de taxa de fluxo e outros.

[0041] Com base nos dados em tempo real, o processador pode sintonizar o modelo de simulação, monitorar a operação e/ou fornecer alertas e outras informações a um usuário.

[0042] No terceiro estágio 123, o modelo de simulação inicial é sintonizado automaticamente durante a operação utilizando os dados em tempo real. Esta autossintonia pode ser realizada com base em dados de superfície, dados furo abaixo e dados de fundo de poço, ou ambos. Numa modalidade, é criado um modelo de sintonia que utiliza os dados em tempo real para marcar ou ajustar o modelo de simulação. Numa modalidade, os dados de poço se referem a medições tomadas dentro de um poço, por exemplo, num localização de fundo, uma região isolada do poço, uma região do poço na qual a BHA ou outro componente está localizado ou qualquer outra região desejada no poço.

[0043] Por exemplo, o modelo de sintonia é usado para comparar condições medidas com condições estimadas. "Condições medidas" incluem qualquer condição que é medida por um dispositivo de medição de superfície ou de fundo de poço. As "condições estimadas" incluem os valores das condições simuladas pelo modelo de simulação para o tempo ou período de tempo associado às condições medidas. Se houver diferenças significativas entre as condições medidas e as condições estimadas, o modelo de simulação é ajustado de modo que as condições simuladas correspondam às condições medidas.

[0044] No quarto estágio 124, ajustes hipotéticos são selecionados ou considerados e aplicados ao modelo para predizer efeitos no poço, na formação e/ou na operação. Por exemplo, uma série de cenários "E se?" é gerada, cada um dos quais pode ser aplicado à versão atual do modelo de simulação

[0045] Um ajuste hipotético é selecionado que pode ter o potencial para melhorar a operação. Por exemplo, para uma operação de limpeza de detritos, um ajuste hipotético pode assumir a forma de "E se a taxa de injeção de fluido for aumentada?". Neste exemplo, a taxa de injeção de fluido atualmente especificada no modelo de simulação é aumentada em uma ou mais quantidades. Para cada aumento, são preditas condições (por exemplo, pressão de fundo de poço, taxa de limpeza de detritos e taxas de fluidos de produção).

[0046] No quinto estágio 125, se qualquer um dos ajustes hipotéticos for determinado ser benéfico ou de outro modo otimizar a operação, tais ajustes são aplicados à operação.

[0047] A autorregulação e as predições utilizando ajustes hipotéticos aqui descritos podem ser realizadas repetidamente, por exemplo, periodicamente de acordo com os tempos selecionados. Por exemplo, o modelo de simulação é iterativamente ajustado quando dados de medição são adquiridos. Por exemplo, o modelo inclui um perfil de atrito de furo de poço real (fluido e/ou contato) de acordo com uma iteração atual do modelo. Um conjunto de dados de pressão de fundo é adquirido e o modelo é iterado para coincidir com valores reais de pressão mudando valores de atrito de fluido.

[0048] Um exemplo do método 120 é descrito da seguinte forma para uma operação de limpeza de poço. Parâmetros operacionais são selecionados, tal como o tipo de fluido injetado, taxas de bombeamento, velocidades de manobra e outros. Um modelo de simulação da operação é construído com base nos parâmetros operacionais e em outras informações, tal como propriedades de formação, tamanho e trajetória de poço, detritos no poço e outros.

[0049] O modelo de simulação estima condições ao longo do curso da operação planejada. Tais condições incluem taxas de fluxo de fundo de poço e de poço, temperaturas, taxas de produção de fluido/detritos, pressões de poço e outros. O modelo pode fornecer estas condições em função do tempo.

[0050] Durante a operação de limpeza, vários parâmetros e condições são medidos, tal como uma pressão de poço, temperatura e/ou taxa de fluxo. Além disso, parâmetros e condições de superfície podem ser medidos, tal como taxas de produção de fluido, taxas de injeção, etc. Se os parâmetros ou condições medidas não coincidirem com o modelo, o modelo pode ser ajustado automaticamente durante a operação.

[0051] Também durante a operação, ajustes hipotéticos são selecionados e aplicados ao modelo para predizer seu efeito em parâmetros e condições operacionais. Por exemplo, um cenário "e se" pode ser "quanto tempo seria economizado se as taxas de injeção de fluido forem aumentadas?" Este ajuste hipotético, isto é, um aumento selecionado na taxa de injeção e/ou pressão, é aplicado ao modelo. Se houver economia de tempo suficiente (sem afetar prejudicialmente outras condições), o ajuste hipotético pode ser realizado. Desta forma, a operação pode ser otimizada mais rápido do que em tempo real, antecipando reações a ajustes futuros e permitindo ajustes sem ter que esperar medições em tempo real.

[0052] Em uma modalidade, os sistemas e métodos descritos neste documento incluem ou utilizam indicadores que indicam ou avisam um usuário ou sistema de quaisquer discrepâncias entre as condições modeladas ou simuladas e condições reais medidas durante uma operação. Os indicadores podem ser indicadores visuais que proporcionam uma maneira simples e fácil de reconhecer para um operador reconhecer problemas ou problemas potenciais.

[0053] FIGS, 5-8 ilustram exibições exemplares e indicadores que podem ser usados durante uma operação de fundo de poço. A operação neste exemplo é uma operação de implantação de tubular (por exemplo, tubulação espiralada), mas não é assim limitada, uma vez que as exibições e os indicadores podem ser utilizados para qualquer uma de uma variedade de operações da indústria de energia. A implantação de tubular pode ser realizada por várias razões, tal como limpeza de poço (limpeza de detritos) ou estimulação (por exemplo, fraturamento hidráulico, estimulação ácida, etc.). A FIG. 5 é uma exibição exemplar 90 que mostra equipamento de superfície e tubulação espiralada 92 a serem implantados em um poço 94. O equipamento de superfície inclui um carretel 96 do qual a tubulação espiralada é extraída e um injetor 98. A tubulação espiralada 92 é acoplada a uma ou mais ferramentas 100 a serem implantadas no fundo de poço. Exemplos de tais ferramentas incluem ferramentas de estimulação, ferramentas de ajuste hidráulicas, ferramentas de canhoneio, ferramentas de injeção de fluido, ferramentas de limpeza e outras.

[0054] Conforme também mostrado na FIG. 5, o mostrador inclui indicadores (também referidos como "sinalizadores de oportunidade"). Neste exemplo, os indicadores são codificados por cores para indicar um aviso ou nível ou gravidade de problema. Nos exemplos aqui descritos, a gravidade é indicada usando cores verde, amarela e vermelha, indicando uma condição normal, uma condição de aviso e uma condição grave, respectivamente.

[0055] São exibidos indicadores visuais que ilustram propriedade, parâmetro operacional e/ou valores de condição. Neste exemplo, representações de um manômetro de bomba 102, um calibre de peso de tubulação espiralada 104 e um manômetro de cabeça de poço 106 são exibidos. Os medidores podem ser rotulados com uma região normal (verde) 108, uma região de aviso 110 e uma região de aviso de gravidade 112. Um indicador de estado ou aviso 114 fornece um indicador visual simples, semelhante a um semáforo, que fornece o estado de cada propriedade ou condição medida.

[0056] Numa modalidade, os sinalizadores de oportunidade ou indicadores são configurados para fornecer uma indicação da gravidade de qualquer discrepância entre uma condição medida e uma condição simulada (estimada ou predita usando o modelo de simulação). Por exemplo, o calibre de peso 104 inclui uma região verde 108, a qual indica que o peso da tubulação espiralada está dentro de uma faixa que é predita pelo modelo, ou está dentro de algum erro em relação ao peso predito. A região amarela 110 indica que o peso está fora da região de verde, isto é, fora de uma diferença aceitável do peso modelado. A região vermelha 112 indica que o peso está ainda mais fora da diferença aceitável e deve ser remediado rapidamente ou imediatamente.

[0057] A FIG. 6 mostra outro exemplo do indicador de estado 114, o qual exibe um "semáforo" para cada condição de interesse e uma descrição da condição. Como demonstrado na FIG. 7, as condições a serem monitoradas ou incluídas no indicador de estado podem ser selecionadas por um usuário. Por exemplo, cada condição mostrada na FIG. 6 pode ser selecionada como "ativa" ou "ignorada".

[0058] A FIG. 8 mostra um exemplo de um registro temporal ou perfil dos indicadores em função do tempo. Neste exemplo, cada semáforo amarelo ou vermelho que ocorreu, juntamente com seu tempo e duração correspondentes, é exibido como um "perfil de semáforo".

[0059] Como discutido acima, vários ajustes hipotéticos ou cenários e se podem ser avaliados durante a operação com base em medições de modelo e em tempo real. Para ilustração, o seguinte é uma lista de ajustes hipotéticos exemplares ou cenários: Qual é a profundidade atingível se o lubrificante for bombeado para o poço? Quanto tempo pode ser economizado aumentando taxas durante uma limpeza de detritos? Estes ajustes hipotéticos podem ser aplicados ao modelo de simulação para dar uma resposta a estes cenários e permitir a um operador ou processador determinar se os ajustes postos por tais cenários devem ser aplicados realmente à operação.

[0060] Numa modalidade, os indicadores são usados em conjunto com o método 120, por exemplo, selecionando e aplicando ajustes hipotéticos em resposta a um indicador de aviso. Por exemplo, um indicador (por exemplo, um indicador de semáforo amarelo ou vermelho) mostra que a pressão da cabeça de poço está aumentando devido à produção de gás do poço. Um ajuste potencial pode ser exibido com ou em conjunto com o indicador, por exemplo, uma diminuição proposta na taxa de injeção de N2. Um ou mais valores da diminuição são aplicados à versão atual ou iteração do modelo de simulação, o que produz mudanças preditas na pressão de cabeça de poço em resposta à diminuição. Estas mudanças preditas também podem ser exibidas com o indicador e o ajuste de potencial. Se as mudanças na pressão da cabeça de poço forem desejáveis, a diminuição correspondente na taxa de injeção pode ser aplicada à operação. Em outro exemplo, se a WHP for decrescente devido a bloqueio de detritos, podem ser avaliados vários aumentos nas taxas de injeção de fluido utilizando o modelo de simulação. Este processo pode ser realizado para qualquer número de situações.

[0061] Os sistemas e métodos aqui descritos oferecem diversas vantagens sobre técnicas anteriores. A melhoria e/ou otimização de uma operação de indústria de energia pode ser conseguida utilizando o modelo sintonizado e os métodos aqui descritos, desse modo aumentando a competência e capacidade do campo.

[0062] De um modo geral, alguns dos ensinamentos neste documento são reduzidos a um algoritmo que é armazenado em meio legível por máquina. O algoritmo é implementado por um computador ou processador, tal como a unidade de processamento 28, ou a unidade de processamento 66, e fornece aos operadores saída desejada.

[0063] Em apoio aos ensinamentos deste documento, podem ser usadas várias análises e/ou componentes analíticos, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes, tal como um processador, meios de armazenamento, memória, entrada, saída, enlace de comunicações (com fios, sem fios, lama pulsada, óptico ou outro), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (analógico ou digital) e outros tais componentes (tal como resistores, capacitores, indutores e outros) para proporcionar operação e análise do aparelho e dos métodos aqui divulgados em qualquer uma de várias maneiras bem compreendidas na arte. É considerado que estes ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas num meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), ópticas (CD- ROMs) ou magnéticas (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo, que quando executadas fazem um computador implementar o método da presente invenção. Estas instruções podem fornecer operação de equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistema, proprietário, usuário ou outro pessoal, além das funções descritas na presente divulgação.

[0064] Um perito na arte reconhecerá que vários componentes ou tecnologias podem fornecer certa funcionalidade ou certas características necessárias ou benéficas. Por conseguinte, estas funções e características, quando puderem ser necessárias em suporte das reivindicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidas como sendo inerentemente incluídas como uma parte dos ensinamentos deste documento e uma parte da invenção divulgada.

[0065] Embora a invenção tenha sido descrita com referência a modalidades exemplares, será compreendido por aqueles versados na técnica que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser usados em lugar de elementos da mesma sem afastamento do escopo da invenção. Em adição, muitas modificações serão apreciadas pelos versados na técnica para adaptar um instrumento, uma situação ou um material particular aos ensinamentos da invenção sem afastamento do escopo essencial da mesma. Portanto, pretende- se que a invenção não seja limitada a modalidade particular divulgada como o melhor modo previsto para a realização desta invenção, mas que a invenção irá incluir todas as modalidades abrangidas pelo âmbito das reivindicações acrescentadas.

Claims

1. Método (120) para realizar uma operação em uma formação de terra dentro de um furo de poço existente, penetrando a terra, caracterizado pelo fato de que compreende: implantar um tubo espiralado no furo de poço existente, o tubo espiralado configurado para executar a operação na formação de terra dentro do furo de poço existente; executar a operação de acordo com parâmetros operacionais usados na execução da operação; medir uma condição num tempo selecionado durante a produção, a condição incluindo pelo menos uma de uma condição de superfície e uma condição de fundo de poço e gerar dados de medição representando a condição medida; ajustar um modelo de simulação da operação com base nos dados de medição, o modelo sendo um modelo matemático configurado para estimar a condição com base em parâmetros operacionais selecionados como entrada para o modelo de simulação, em que o ajuste do modelo de simulação inclui estimar a condição para o tempo selecionado no qual a condição foi medida com base no modelo de simulação, em que o ajuste do modelo de simulação inclui o ajuste automático do modelo de simulação por um processador em tempo real durante a operação, em resposta ao recebimento dos dados de medição; comparar a condição estimada com a condição medida e determinar uma diferença entre a condição estimada e a condição medida; com base na diferença sendo maior do que uma diferença aceitável selecionada,selecionar um ajuste hipotético para um ou mais parâmetros operacionais selecionados uados na execução da operação; aplicar o ajuste hipotético para um ou mais valores de um ou mais parâmetros operacionais selecionados no modelo de simulação para gerar condições preditas da operação; e com base nas condições preditas representando uma melhoria para a operação, ajustar parâmetros operacionais físicos de acordo com o ajuste hipotético de um ou mais valores de um ou mais parâmetros operacionais selecionados.

2. Método (120), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a sintonia do modelo de simulação inclui modificar o modelo de simulação de modo que a condição estimada produzida pelo modelo simulado corresponda à condição medida; em que ainda compreende gerar o modelo com base em informações conhecidas antes da operação; em que compreende ainda gerar pelo menos um indicador indicando um estado da condição; em que a medição da condição e o ajuste do modelo de simulação são realizados em tempo real durante a operação; em que o ajuste do modelo de simulação inclui ajustar iterativamente a simulação em resposta ao recebimento periódico de dados de medição; em que um componente de fundo de poço está disposto no tubo espiralado e o componente de fundo de poço está configurado para executar a operação com o tubo espiralado; em que a operação é uma operação de limpeza dentro do poço existente; ou em que a operação é uma operação de estimulação dentro do poço existente.

3. Método (120), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que gerar o pelo menos um indicador inclui exibir um indicador visual que indica uma discrepância entre a condição estimada e a condição medida.

4. Método (120), de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o indicador visual é codificado em cores para representar uma gravidade relativa da discrepância; ou em que ainda compreende exibir uma descrição do ajuste hipotético e das condições preditas com o pelo menos um indicador.

5. Sistema (10) para realizar uma operação em uma formação de terra dentro de um furo de poço existente, penetrando a terra, caracterizado pelo fato de que compreende: um tubo espiralado configurado para ser disposto em um furo de poço existente, o tubo espiralado sendo configurado para executar a operação na formação de terra dentro do furo de poço existente com base em parâmetros operacionais selecionados; pelo menos um dispositivo de detecção configurado para medir uma condição durante a operação, a condição incluindo pelo menos uma de uma condição de superfície e uma condição de fundo de poço; e um processador (68) configurado para receber dados de medição representando a condição medida e aplicar os dados de medição a um modelo de simulação da operação, o modelo de simulação sendo um modelo matemático configurado para estimar a condição com base em parâmetros operacionais selecionados, o processador (68) configurado para executar: sintonizar o modelo de simulação da operação com base nos dados de medição, em que o ajuste do modelo de simulação inclui estimar a condição para o tempo selecionado no qual a condição foi medida com base no modelo de simulação, em que o processador é configurado para ajustar automaticamente o modelo de simulação em tempo real durante a operação, em resposta ao recebimento dos dados de medição; comparar a condição estimada com a condição medida e determinar uma diferença entre a condição estimada e a condição medida; com base na diferença sendo maior do que uma diferença aceitável selecionada, selecionar um ajuste hipotético para um ou mais parâmetros operacionais selecionados usado na execução da operação; aplicar o ajuste hipotético aos um ou mais valores de um ou mais parâmetros operacionais selecionados no modelo de simulação para gerar condições preditas da operação; e com base nas condições preditas representando uma melhoria para a operação, ajustar parâmetros operacionais físicos de acordo com o ajuste hipotético para um ou mais valores de um ou mais parâmetros operacionais selecionados.

6. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a sintonia do modelo de simulação inclui modificar o modelo de simulação de modo que a condição estimada produzida pelo modelo simulado corresponda à condição medida; em que o modelo de simulação é inicialmente gerado antes da operação com base em informações conhecidas antes da operação; em que o processador (68) é configurado para gerar pelo menos um indicador indicando um estado da condição; em que o processador é configurado para medir a condição e ajustar o modelo de simulação em tempo real durante a operação; ou em que o processador é configurado para ajustar iterativamente a simulação em resposta ao recebimento periódico de dados de medição.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para exibir um indicador visual que indica uma discrepância entre a condição estimada e a condição medida.

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o indicador visual é codificado por cores para representar uma gravidade relativa da discrepância; ou em que compreende ainda exibir uma descrição do ajuste hipotético e das condições previstas com o pelo menos um indicador.

9. Método para realizar uma operação de perfuração para perfurar um poço que penetra na terra, caracterizado pelo fato de que compreende: implantar tubo espiralado configurado para realizar a operação de perfuração para perfurar o poço; realizar a operação de perfuração de acordo com os parâmetros operacionais; medir uma condição em um momento selecionado durante a operação de perfuração, a condição incluindo pelo menos uma dentre uma condição de superfície e uma condição de fundo de poço e gerar dados de medição que representam a condição medida; ajustar um modelo de simulação da operação de perfuração com base nos dados de medição, o modelo sendo um modelo matemático configurado para estimar a condição com base nos parâmetros operacionais selecionados usados como entrada para o modelo de simulação, em que ajustar o modelo de simulação inclui estimar a condição para o momento selecionado no qual a condição foi medida com base no modelo de simulação, em que o ajuste do modelo de simulação inclui o ajuste automático do modelo de simulação por um processador em tempo real durante a operação, em resposta ao recebimento dos dados de medição; comparar a condição estimada com a condição medida e determinar uma diferença entre a condição estimada e a condição medida; com base na diferença sendo maior do que uma diferença aceitável selecionada, ajustar o modelo de simulação de modo que a condição estimada corresponda à condição medida; selecionar um ajuste hipotético para um ou mais valores de parâmetros operacionais selecionados usados na operação de perfuração com base em uma condição de fundo de poço alterada futura; inserir o ajuste hipotético para um ou mais valores dos parâmetros operacionais selecionados para o modelo de simulação sintonizado para gerar condições previstas da operação de perfuração; e com base nas condições previstas que representam uma melhoria para a operação de perfuração, ajustar os parâmetros operacionais físicos de acordo com o ajuste hipotético a um ou mais valores dos parâmetros operacionais selecionados antes que a condição de fundo de poço alterada futura ocorra em resposta à condição de fundo de poço alterada realmente ocorrendo.