BRPI0708792A2

BRPI0708792A2 - One-well-use method, method for monitoring hydraulic fracturing, well-drilling apparatus for well-monitoring, and apparatus suitable for use in one-well

Info

Publication number: BRPI0708792A2
Application number: BRPI0708792-6A
Authority: BR
Inventors: Theodore Lafferty; William Underhill; Les Nutt; Alejandro Martinez
Original assignee: Prad Res & Dev Ltd
Priority date: 2006-03-14
Filing date: 2007-03-13
Publication date: 2011-06-14
Also published as: EP1996792A2; PL1996792T3; EA200870355A1; MX2008011685A; CA2645351A1; EA013610B1; EP1996792B1; WO2007105167A2; US20070215345A1; ATE539232T1; CN101460703A; WO2007105167A3; CN101460703B

Abstract

MÉTODO PASSÍVEL DE UTILIZAÇçO EM UM POÇO, MÉTODO PARA MONITORAÇçO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO, APARELHO DE FURO DE POÇO PARA MONITORAÇçO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO, E APARELHO PASSÍVEL DE UTILIZAÇçO EM UM POÇO. Trata-se de uma técnica que é passível de utilização com um poço e inclui a instalação de um conjunto de dispositivos no interior de um furo de poço. O conjunto inclui pelo menos um sensor. Um fluido de fraturamento é injetado sob pressão para o interior do furo de poço para fraturar hidraulicamente uma formação subterrânea de interesse. A técnica inclui a isolação do sensor relativamente ao fraturamento e medição da energia acústica que é gerada pelo fraturamento hidráulico mediante utilização do(s) sensor(es).WELL-WAY USE METHOD, HYDRAULIC FRACTURE MONITORING METHOD, WATER-WATER FRACTURE WELL MONITORING METHOD, It is a technique that can be used with a well and includes the installation of a set of devices inside a well hole. The set includes at least one sensor. A fracturing fluid is injected under pressure into the wellbore to hydraulically fracture an underground formation of interest. The technique includes sensor isolation from fracturing and measurement of the acoustic energy that is generated by hydraulic fracturing by using the sensor (s).

Description

MÉTODO PASSÍVEL DE UTILIZAÇÃO EM UM POÇO, MÉTODO PARAMONITORAÇÃO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO, APARELHO DE FURO DEPOÇO PARA MONITORAÇÃO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO, EAPARELHO PASSÍVEL DE UTILIZAÇÃO EM UM POÇOWELL USEABLE METHOD, HYDRAULIC FRAMING PARAMETER METHOD, WATER FRACTURE MONITORING WELL, WELL USE FRAMING MONITORING METHOD

TÉCNICA ANTERIORPREVIOUS TECHNIQUE

A matéria que constitui o assunto da presenteinvenção refere-se a um método e um aparelho parafraturamento hidráulico e monitoração.The subject matter of the present invention relates to a method and apparatus for hydraulic fracturing and monitoring.

o fraturamento hidráulico é utilizado para aumentara condutividade de uma formação subterrânea pararecuperação ou produção de hidrocarbonetos e para permitira injeção de fluidos para o interior de uma formaçãosubterrânea ou para o interior de poços de injeção. Em umaoperação de fraturamento hidráulico típica, um fluido defraturamento é injetado sob pressão para o interior daformação através de um furo de poço. Um material empartículas conhecido como agente de escoramento ou"proppant" pode ser adicionado ao fluido de fraturamento edepositado na fratura por ocasião da formação da mesma paramanter a fratura aberta após o alívio da pressão defraturamento hidráulico.Hydraulic fracturing is used to increase the conductivity of an underground formation to recover or produce hydrocarbons and to allow injection of fluids into an underground formation or into injection wells. In a typical hydraulic fracturing operation, a fracturing fluid is injected under pressure into the deformation through a wellbore. A particulate material known as a propping agent may be added to the fracturing fluid and deposited in the fracture upon formation of the fracture fluid to maintain the open fracture after relieving the hydraulic fracturing pressure.

Quando o fluido de fraturamento hidráulico éfornecido da superfície para a formação subterrânea atravésdo furo de poço, é importante que o fluido pressurizadopara fraturamento seja orientado para o interior daformação ou formações de interesse,. Tipicamente, a formaçãoou formações subterrânea(s) é/são fraturada(s)hidraulicamente alternativamente através de perfurações emum furo de poço provido com revestimento ou em uma seçãoisolada do furo de poço aberto. Uma consideração importanteno fraturamento para produção de hidrocarbonetos oudescarte de refugo consiste na orientação da fratura para ointerior de uma formação desejada. Δ orientação da fraturahidráulica é controlada por características da formação epelo regime de esforço na formação. É importante monitorara fratura quando a mesma está sendo formada para assegurarque a mesma não se estenda para além da zona pretendida etenha a extensão e orientação desejadas.When hydraulic fracturing fluid is supplied from the surface to the underground formation through the wellbore, it is important that the pressurized fluid for fracturing is oriented to the interior of the formation or formations of interest. Typically, the underground formation or formations are / or are fractured hydraulically alternatively through drilling in a cased borehole or in an isolated section of the open borehole. An important consideration in fracturing for hydrocarbon production or refuse disposal is the orientation of the fracture to the interior of a desired formation. The orientation of the hydraulic fracture is controlled by characteristics of the formation and the stress regime in the formation. It is important to monitor the fracture when it is being formed to ensure that it does not extend beyond the intended area and have the desired extent and orientation.

É conhecido que as operações de fraturamentohidráulico em um furo de poço geram uma atividade sísmicasignificativa resultante do crescimento da fratura para ointerior de uma formação subterrânea. O fluido injetado sobpressão para o interior de uma formação subterrânea causaum acúmulo de pressão até o esforço in situ de uma formaçãosubterrânea ser excedido,, resultando em fraturas naformação que se estendem por alguma distância a partir dofuro de poço.Hydraulic fracturing operations in a wellbore are known to generate significant seismic activity resulting from fracture growth into an underground formation. The fluid injected under pressure into an underground formation causes a build up of pressure until the in situ stress of an underground formation is exceeded, resulting in fracture formation extending some distance from the wellbore.

Este fraturamento da formação cria urna sériede pequenos "micro-terremotos" conhecidos como micro-sismos. Estes micro-sismos distintos e localizados ocorremdurante o crescimento das fraturas, e as amplitudes daenergia sísmica ou acústica (ondas de compressão ("P") eondas de cisalhamento ("S")) são geradas com uma amplitudesuficientemente significativa para serem detectadas porsensores remotos. Desta forma, mediante detecção e registrodas ondas PeSe seus respectivos tempos de chegada a cadaum dos sensores, os sinais acústicos podem ser processadosde acordo com uma metodologia conhecida de monitoraçãosísmica ou de terremotos para determinação da posição dosmicro-sismos. Desta forma, é possível inferir a geometriada fratura e sua localização. Um método para determinaçãoda orientação de fraturas resultantes de operações defraturamento hidráulico encontra-se descrito na patentenorte-americana n° US 6.985.816, aqui incorporada a títulode referência.This fracturing of the formation creates a series of small "micro earthquakes" known as earthquakes. These distinct and localized microorganisms occur during fracture growth, and the amplitudes of seismic or acoustic energy (compression waves ("P") and shear waves ("S")) are generated at a sufficiently significant amplitude to be detected by remote sensors. Thus, by detecting and recording the PeS waves and their respective arrival times at each sensor, the acoustic signals can be processed according to a known seismic or earthquake monitoring methodology to determine the position of the earthquakes. Thus, it is possible to infer the fracture geometry and its location. A method for determining the orientation of fractures resulting from hydraulic fracturing operations is described in U.S. Patent No. 6,985,816, incorporated herein by reference.

Um método conhecido para monitoração da localizaçãoe dimensões de uma fratura hidráulica é designado comomapeamento micro-sísmico. Neste método, um segundo poçodesviado é utilizado para monitoração de atividades defraturamento hidráulico no poço principal de tratamento ouinjeção. No mapeamento micro-sísmico, uma pluralidade desensores acústicos (por exemplo, geofones) são posicionadosem um poço desviado do poço a ser fraturado. Estes sensoresno poço desviado são utilizados para registro de sinaisresultantes de micro-sismos causados pelo esforço induzidonas formações superficiais subterrâneas pelo acúmulo depressão de fluido de fraturamento hidráulico no poço detratamento ou injeção.A known method for monitoring the location and dimensions of a hydraulic fracture is called micro seismic mapping. In this method, a second diverted well is used for monitoring hydraulic breakdown activities in the main treatment or injection well. In micro seismic mapping, a plurality of acoustic desensors (eg geophones) are positioned in a well offset from the well to be fractured. These sensors in the diverted well are used for recording signals resulting from stress-induced micro-earthquakes in the subterranean surface formations by the accumulation of hydraulic fracturing fluid depression in the well or degradation or injection well.

Exemplos de monitoração micro-sísmica são descritosnas patentes norte-americanas n° US 5.771.170 concedida aWithers e outros e n° US 5.996.726 concedida a Sorrels eWarpinski. Nos métodos descritos nas mesmas, aslocalizações de fraturas dentro de um poço de injeção sãomonitoradas em poços de monitoração separados providos cominstrumentação, com utilização de sinais acústicosresultantes de eventos micro-sismicos causados pelaatividade de fraturamento no poço de injeção. Os poço demonitoração separados com finalidades especificas adicionamentretanto uma despesa significativa a estes métodos. Foramfeitos esforços limitados para utilização de dispositivosinstalados em poços de injeção ou tratamento paramonitoração micro-sismica em poços de tratamento ouinjeção. Na patente norte-americana n0 US 6.935.424, édescrito um método para mitigar o risco de afetaradversamente a produtividade de hidrocarbonetos (porexemplo, desmoronamento ("screen out")) durante ofraturamento mediante monitoração do processo defraturamento. 0 método utiliza medidores de inclinaçãoacoplados ao revestimento ou à parede do furo perfurado nopoço sendo submetido a fraturamento hidráulico para mediçãomecânica de deformação,, em que a medição de deformação éutilizada para inferir as dimensões da fratura. Nestemétodo, entretanto, um acoplamento menor que o desejáveldos medidores de inclinação ao revestimento ou à parede dopoço perfurado tem uma influência significativa na precisãodas dimensões inferidas. Na patente norte-americana n° US5.503.225, sensores acústicos são instalados em um poço deinjeção para monitoração micro-sismica. Os sensores sãoisolados no espaço anular do poço de injeção de refugo, comos sensores sendo geralmente acoplados à coluna de tubagem.Examples of micro seismic monitoring are described in U.S. Patent Nos. 5,771,170 issued to Withers et al. And No. 5,996,726 issued to Sorrels eWarpinski. In the methods described therein, fracture locations within an injection well are monitored in separate monitoring wells provided with instrumentation using acoustic signals resulting from micro-seismic events caused by fracture activity in the injection well. Separate monitoring wells for specific purposes add significant expense to these methods. Limited efforts have been made to use devices installed in injection wells or for micro seismic monitoring in treatment or injection wells. In US Patent No. 6,935,424, a method is described for mitigating the risk of adversely affecting hydrocarbon productivity (eg, screen out) during billing by monitoring the billing process. The method utilizes tilt gauges coupled to the casing or wall of the perforated hole being subjected to hydraulic fracturing for mechanical strain measurement, wherein the strain measurement is used to infer fracture dimensions. In this method, however, a smaller than desired coupling of the perforated dowel wall or slope inclination meters has a significant influence on the accuracy of the inferred dimensions. In US Patent No. 5,503,225, acoustic sensors are installed in an injection well for micro seismic monitoring. The sensors are isolated in the annular space of the waste injection well, as the sensors are generally coupled to the pipeline.

Nessa configuração, entretanto, o ruido acústico na tubagemde interior de poço causado pela injeção de fluido serádetectado por esse sistema e irá provavelmente mascararsignificativamente quaisquer eventos micro-sísmicosdetectados. Muito embora estes métodos eliminem anecessidade e os custos de poços de monitoração dedicados,as limitações de cada um dos mesmos impedem sua utilizaçãopara distinção precisa de eventos micro-sísmicos.In this configuration, however, the acoustic noise in the well interior piping caused by fluid injection will be detected by this system and will likely mask significantly any detected micro seismic events. While these methods eliminate the need for and costs of dedicated monitoring wells, the limitations of each one preclude their use to accurately distinguish micro seismic events.

Desta forma, continua existindo uma necessidade demelhores métodos para uma .monitoração confiável e precisade operações de fraturamento hidráulico e injeção.Thus, there remains a need for better methods for reliable and accurate monitoring of hydraulic fracturing and injection operations.

SUMÁRIOSUMMARY

Em uma configuração da invenção, uma técnicapassível de utilização com um poço inclui a instalação deum conjunto de equipamentos em um furo de poço. 0 conjuntode equipamentos inclui pelo menos um sensor. Um fluido defraturamento é injetado sob pressão para o interior do furode poço para fraturar hidraulicamente uma formaçãosubterrânea de interesse. A técnica inclui a medição deenergia acústica gerada pelo fraturamento hidráulicoutilizando o(s) sensor(es).In one embodiment of the invention, a technique suitable for use with a well includes the installation of a set of equipment in a well hole. The equipment set includes at least one sensor. A fracturing fluid is injected under pressure into the wellbore to hydraulically fracture an underground formation of interest. The technique includes the measurement of acoustic energy generated by hydraulic fracturing using the sensor (s).

Em uma outra configuração da invenção, um aparelhopara utilização em um poço inclui um conjunto deequipamentos que inclui um corpo de ferramenta com pelomenos um sensor de energia acústica disposto sobre o mesmo.O conjunto inclui igualmente um dispositivo de isolaçãopara isolar o sensor de energia acústica relativamente auma operação de fraturamento hidráulico.In another embodiment of the invention, an apparatus for use in a well includes a set of equipments including a tool body with at least one acoustic energy sensor disposed thereon. The set also includes an isolation device for isolating the acoustic energy sensor relatively a hydraulic fracturing operation.

As vantagens e outras características da invençãoirão tornar-se aparentes dos desenhos, relatório descritivoe reivindicações que se encontram a seguir.The advantages and other features of the invention will become apparent from the drawings, the following description and claims.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOSBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

A Fig. 1 ilustra ura poço de acordo com umaconfiguração da invenção.Fig. 1 illustrates a well according to a configuration of the invention.

A Fig. 2 é um diagrama esquemático de uma sonda decaptação de acordo com uma configuração da invenção.Fig. 2 is a schematic diagram of a retrofit probe according to an embodiment of the invention.

A Fig. 3 é um diagrama de fluxo ilustrando umatécnica para monitoração de energia acústica gerada porfraturamento hidráulico de acordo com uma configuração dainvenção.Fig. 3 is a flow diagram illustrating a technique for monitoring acoustic energy generated by hydraulic fracturing according to an embodiment of the invention.

A Fig. 4 é um diagrama de fluxo ilustrando umatécnica para realização de fraturamento hidráulico emdiferentes zonas de um poço e monitoração do fraturamentode acordo com uma configuração da invenção.Fig. 4 is a flow diagram illustrating a technique for performing hydraulic fracturing in different areas of a well and monitoring fracture according to an embodiment of the invention.

A Fig. 5 é um diagrama de fluxo ilustrando umatécnica para monitoração de energia acústica gerada porfraturamento hidráulico de acordo com uma configuração dainvenção.Fig. 5 is a flow diagram illustrating a technique for monitoring acoustic energy generated by hydraulic fracturing according to an embodiment of the invention.

DESCRIÇÃO DETALHADADETAILED DESCRIPTION

Fazendo referência á Fig. 1, de acordo com umaconfiguração da invenção, um poço 8 inclui sensores deenergia acústica 160 que são localizados no interior dopoço para propósitos de monitoração da energia acústica queé gerada por fraturaraento hidráulico. Os sensores 160 podemser isolados com relação a uma formação de interesse 60 naqual ocorre o fraturamento hidráulico. Devido à isolação, oruido de fluxo passível de ser atribuído à operação defraturamento não afeta as medições realizadas pelossensores 160, e adicionalmente, os sensores 160 sãoprotegidos com relação ao impacto do tratamento def rat u rameηt o.Referring to Fig. 1, according to one embodiment of the invention, a well 8 includes acoustic energy sensors 160 which are located within the frame for purposes of monitoring the acoustic energy generated by hydraulic fracturing. Sensors 160 may be isolated with respect to a formation of interest 60 in which hydraulic fracturing occurs. Due to the insulation, the flow rate that can be attributed to the billing operation does not affect the measurements made by the 160 sensors, and in addition, the sensors 160 are protected against the impact of the defrosting treatment.

De acordo com algumas configurações da invenção, ossensores 160 fazem parte de sondas de captação 120 (sondasde captação 1201, 120:2 e 1203, ilustradas a título deexemplo na Fig. 1) de um conjunto de monitoração de furoperfurado 10 de um conjunto de furo perfurado de interiorde poço 100. Adicionalmente ao conjunto de monitoração defuro perfurado 10, o conjunto de furo perfurado 100 incluiopcionalmente um dispositivo de isolação., tal como umdispositivo de isolação 50 (um obturador de assentamentopor compressão, um obturador de assentamento mecânico, umobturador de assentamento hidráulico, um obturador deassentamento por peso, uma bexiga inflável, um tampão, etc.como apenas alguns exemplos), para propósitos de isolaçãodas sondas de captação 120 (e portanto, dos sensores 160)relativamente à operação de fraturamento.According to some embodiments of the invention, sensors 160 are part of pickup probes 120 (pickup probes 1201, 120: 2 and 1203, shown by way of example in Fig. 1) of a borehole monitoring set 10 of a bore set. perforated interior well assembly 100. In addition to the perforated hole monitoring assembly 10, the perforated hole assembly 100 optionally includes an isolation device such as an isolation device 50 (a compression seating shutter, a mechanical seating shutter, a seating shutter). hydraulic, a weight-settling shutter, an inflatable bladder, a plug, etc., as just a few examples), for the purpose of isolating the pickup probes 120 (and thus of the sensors 160) from the fracturing operation.

0 conjunto de furo perfurado 100 pode ser descidopara o interior do poço 8 mediante utilização de um demuitos mecanismos de encaminhamento, tal como uma coluna detubos 30 que se encontra ilustrada na Fig. 1. Como exemplomais especifi co, a coluna 30 pode consistir em uma tubagemheIicoidal.The drilled hole assembly 100 may be lowered into the well 8 using a plurality of routing mechanisms, such as a tube column 30 shown in Fig. 1. As a specific example, column 30 may consist of a heicoidal tubing.

Na generalidade, um sistema de aquisição desuperfície 80 pode encontrar-se em comunicação com umconjunto de monitoração de furo perfurado 100 através deuma linha de comunicação 40, tal como um cabo de perfuraçãotipo "wireline", um cabo de manobra liso tipo "slickline",um cabo de fibra ótica ou um cabo de fixação de fibraótica. Um cabo de fixação de fibra ótica refere-se a umafibra ótica instalada com uma cobertura de proteção ou umatubagem de proteção de pequeno diâmetro. Um exemplo de umsistema de recepção e processamento de dados que pode serutilizado como o sistema de aquisição de superfície 80encontra-se descrito na patente norte-americana n0 US6.552.665, que é aqui incorporada na íntegra. A linha decomunicação 40 pode ser contida ou instalada na coluna 30para prover comunicação do sistema de controle desuperfície para o conjunto de monitoração de furo perfurado100 ou comunicação do conjunto de monitoração de furoperfurado 100 para o sistema de controle de superfície, ouambas. Comunicação e/ou energia podem ser providas pelaslinhas de comunicação 40, dependendo da configuraçãoespecífica da invenção.In general, a surface acquisition system 80 may be in communication with a perforated hole monitoring assembly 100 via a communication line 40, such as a wireline perforation cable, a slickline flat patch cord, a fiber optic cable or a fiber optic cable. A fiber optic cable fixture refers to an optical fiber installed with a protective cover or small diameter protective tubing. An example of a data receiving and processing system that can be used as surface acquisition system 80 is described in U.S. Patent No. 6,552,665, which is incorporated herein in its entirety. The communication line 40 may be contained or installed in column 30 to provide surface control system communication to the drilled hole monitoring assembly 100 or communication from the perforated monitoring assembly 100 to the surface control system, or both. Communication and / or energy may be provided by communication lines 40, depending on the specific configuration of the invention.

o conjunto de monitoração de furo perfurado 10 podeconsistir em qualquer equipamento ou ferramenta adequadopara monitoração de sinais acústicos em um furo de poço. Deacordo com algumas configurações da invenção, cada sonda decaptação 120 do conjunto de monitoração de furo perfurado10 pode ser um sensor similar à sonda de captação que édescrita na patente norte-americana n° US 6.170.601, que éaqui incorporada na integra a titulo de referência.The drilled hole monitoring assembly 10 may consist of any suitable equipment or tool for monitoring acoustic signals in a wellbore. According to some embodiments of the invention, each retracting probe 120 of the drilled hole monitoring assembly 10 may be a sensor similar to the pickup probe which is described in U.S. Patent No. 6,170,601, which is incorporated herein by reference. .

A Fig. 2 ilustra uma configuração exemplar da sondade captação 120 de acordo com algumas configurações dainvenção. Na generalidade, a sonda de captação 120 incluium corpo de ferramenta 124, que possui uma cavidade 130 emuma abertura na parede do corpo de ferramenta 124. Acavidade 124 recebe um conjunto de sensor de energiaacústica 140 que é posicionado na cavidade 130 e é montadoera suportes resilientes 150 (molas, por exemplo) parapressionar o conjunto de sensor acústico 140 contra aparede do furo perfurado (ou contra a coluna derevestimento 22, se o poço for revestido), entretantoisolando os sensores 160 do conjunto 16 relativamente adistúrbios de pressão transportados por fluido. A sonda decaptação 120 pode incluir três dos sensores 160, cada umdos quais detecta energia acústica ao longo de um eixogeométrico diferente (eixo x, y ou z). Fazendo referência àFig. 2 em combinação com a Fig. 1, a sonda de captação 120pode igualmente incluir um braço 136 que é ativado parapressionar a sonda de captação 120 contra a parede do furoperfurado (ou contra a coluna de revestimento 22, se o poço10 for revestido) para propósitos de disposição dossensores 160 na proximidade do furo de poço ou da coluna derevestimento 22.Fig. 2 illustrates an exemplary embodiment of pickup probe 120 according to some embodiments of the invention. In general, pickup probe 120 includes tool body 124, which has a cavity 130 and an opening in the wall of tool body 124. The cavity 124 receives an acoustic energy sensor assembly 140 which is positioned in cavity 130 and is mounted on resilient holders. 150 (springs, for example) to depress acoustic sensor assembly 140 against the borehole face (or against casing column 22 if the well is coated), however, isolating the sensors 160 of assembly 16 from fluid-borne pressure disturbances. The retrofit probe 120 may include three of the sensors 160, each of which detects acoustic energy along a different eixogeometric (x, y or z axis). Referencing Fig. 2 in combination with Fig. 1, pickup probe 120 may also include an arm 136 which is activated to depress pickup probe 120 against the borehole wall (or against casing column 22 if well 10 is coated) for purposes of sensors 160 in the vicinity of the borehole or casing column 22.

Fazendo novamente referência à Fig. 1, conforme foiobservado acima., o poço 8 pode ser revestido (por meio dacoluna de revestimento 22) ou não revestido, dependendo daconfiguração especifica da invenção. Se estiver instalada,a coluna de revestimento 22 pode estender-se desde asuperfície ao longo da extensão inteira de um furo de poço20, ou somente ao longo de uma parte do furo de poço 20.Referring again to Fig. 1, as noted above, the well 8 may be coated (by means of the casing 22) or uncoated, depending upon the specific configuration of the invention. If installed, casing column 22 may extend from the surface along the entire length of a wellbore20, or only along a portion of wellbore 20.

Adicionalmente, de acordo com outras configurações dainvenção, o furo de poço 20 no qual o conjunto de furo depoço 100 é instalado pode ser um furo de poço desviado oulateral. Em algumas configurações em um furo de· poçodesviado ou lateral, poderá ser utilizado um trator parainstalação do conjunto de furo perfurado 100.Additionally, according to other embodiments of the invention, the well bore 20 in which the well bore assembly 100 is installed may be a bypassed or side well bore. In some configurations in a bypass or side hole, a tractor may be used to install the drilled hole assembly 100.

Adicionalmente, o poço 10 pode ser um poço subterrâneo ouum poço submarino, dependendo da configuração específica dainvenção. Desta forma, muitas variações são possíveis eencontram-se no âmbito do escopo das reivindicações emanexo.Additionally, well 10 may be an underground well or an underwater well, depending on the specific configuration of the invention. Accordingly, many variations are possible and are within the scope of the foregoing claims.

No estado do poço que se encontra ilustrado na Fig.1, o poço 8 foi perfurado em urna manobra precedente por umcanhão de perfuração para formação de correspondentesperfurações na coluna de revestimento 22 e decorrespondentes túneis de perfuração 61 que se estendempara o interior da formação de interesse 60.In the well state shown in Fig. 1, well 8 was drilled in a preceding maneuver by a drill pipe to form corresponding drillings in the casing column 22 and corresponding drill tunnels 61 extending into the formation of interest. 60

0 conjunto de furo perfurado 100 é instalado nopoço 8 para propósitos de fraturamento hidráulico emonitoração do fraturamento. Esse fraturamento hidráulicopode ser desejado ou realizado para uma variedade depropósitos, tais como, sem limitação, aumento ouaperfeiçoamento da recuperação de hidrocarbonetos daformação de interesse 60 ou injeção de fluido, tal comoágua, água produzida, fluidos para recuperação aperfeiçoadade óleo, ou gás, para o interior da formação de interesse60. A expressão fluido de fraturamento conforme é aquiutilizada inclui qualquer fluido injetado para propósitosde fraturamento da formação e inclui sem limitação fluidosde tratamento, fluidos de recuperação aperfeiçoada, efluidos de descarte. Na Fig. 1 encontra-se ilustradasomente uma formação subterrânea de interesse 60 parapropósitos de ilustração. É previsto que possam existirmúltiplas formações subterrâneas de interesse 60 emqualquer furo de poço 20; e estas múltiplas formaçõespoderão ser fraturadas hidraulicamente em separado, emconjunto, ou em diversas combinações conforme for desejadopelo operador.The drilled hole assembly 100 is installed in core 8 for hydraulic fracturing and fracture monitoring purposes. Such hydraulic fracturing may be desired or performed for a variety of purposes, such as, without limitation, enhancing or enhancing hydrocarbon recovery from the deformation of interest, or injecting fluid such as water, water produced, improved oil or gas recovery fluids for the purpose. inside the formation of interest60. The term fracturing fluid as used herein includes any fluid injected for formation fracturing purposes and includes without limitation treatment fluids, enhanced recovery fluids, and disposal fluids. In Fig. 1 only an underground formation of interest 60 is illustrated for illustration purposes. It is anticipated that there may be multiple underground formations of interest 60 at any wellbore 20; and these multiple formations may be hydraulically fractured separately, together, or in various combinations as desired by the operator.

O dispositivo de isolação 50 é igualmente instaladono interior do furo de poço em uma coluna 30, fazendo partedo conjunto de furo perfurado 100. Mais especificamente, odispositivo de isolação 50 pode ser posicionado ao longo dacoluna 30 acima do conjunto de monitoração de furoperfurado 10.The isolation device 50 is also installed inside the well hole in a column 30, forming part of the drilled hole assembly 100. More specifically, the isolation device 50 may be positioned along the gap 30 above the perforated monitoring assembly 10.

Os sensores 160 formam um conjunto de sensores epodem ser selecionados de quaisquer dispositivos dedetecção apropriados tais como geofones, hidrofones, ouacelerômetros, e diversas combinações que geram sinais emresposta à recepção de energia acústica. Poderá serutilizada qualquer tipo de sensor de energia acústica ouuma combinação de tipos desses sensores. 0 sensor ousensores de energia acústica deve(m) ter boa sensibilidadeà energia acústica na banda de freqüência micro-sismicaacima de 3Q Hz. Esta banda pode estender-se até 4quiIoHertζ (kHz), como exemplo.Sensors 160 form a sensor array and can be selected from any suitable sensing devices such as geophones, hydrophones, or accelerometers, and various combinations that generate signals in response to acoustic energy reception. Any type of acoustic energy sensor or combination of these types may be used. The acoustic energy sensor or sensors should have good sensitivity to acoustic energy in the micro-seismic frequency band above 3 Hz. This band can extend up to 4 hIHertζ (kHz) as an example.

Poderá ser utilizado mais de um sensor de energiaacústica em combinação com outros sensores acústicos paraformação de um conjunto de sensores de energia acústica. Asconfigurações podem compreender uma pluralidade de geofonestriaxiais (3 geofones ortogonais) para provisão decapacidade de detecção em três direções. Esses conjuntos desensores acústicos podem ser espaçados a intervalosdesejados (por exemplo, 50 pés (15,24 metros)) ao longo dofuro de poço 20. Os conjuntos de sensores acústicos podemser acoplados à parede do furo de poço ou ao revestimento22 através de um sistema de ancoragem para ferramentassísmicas de furo perfurado.More than one acoustic energy sensor may be used in combination with other acoustic sensors to form a set of acoustic energy sensors. The configurations may comprise a plurality of geophonestriaxials (3 orthogonal geophones) for providing three-way detection capability. These acoustic step-down assemblies may be spaced at desired intervals (eg 50 feet (15.24 meters)) along the wellbore 20. The acoustic sensor assemblies may be coupled to the wellbore wall or casing22 through a system of anchor for drilled hole seismic tools.

Os sinais que são gerados por cada um dos sensores160 em resposta à energia acústica são digitalizados etransmitidos através da linha de comunicação 40 para osistema de aquisição de superfície 80, na superfície dopoço 8. Os sensores 160 podem fornecer um sinal digital ouótico diretamente para a linha de comunicação 40 ou poderáser utilizado um conversor para converter os sinaisacústicos recebidos pelos sensores em sinais digitais ouóticos para transmissão. Em algumas configurações, osistema de aquisição de superfície 80 pode empregarmétodos, tais como filtros digitais, para remoção de ruídodas operações de bombeamento para fraturamento hidráulicodos sinais gerados. Em algumas configurações, os sinaisgerados por cada sensor são registrados em um ou maisdispositivos de memória que podem fazer parte do conjunto de monitoração de furo perfurado 10, em que os dispositivosde memória são geralmente recuperáveis com o conjunto demonitoração de fundo de poço 10. Em algumas configuraçõesque utilizam dispositivos de memória, os sinais podemigualmente ser transmitidos através da linha de comunicação40, enquanto que em outras configurações os sinais não sãoigualmente transmitidos através de uma linha decomunicação, já que os dados de sensor que são armazenadosnos dispositivos de memória podem ser recuperados após oconjunto de furo perfurado 100 ser recuperado do poço.Signals that are generated by each of the sensors160 in response to acoustic energy are digitized and transmitted over communication line 40 to surface acquisition system 80 on dope surface 8. Sensors 160 can provide a digital or digital signal directly to the line. or a converter may be used to convert the acoustic signals received by the sensors into digital or ootic signals for transmission. In some embodiments, surface acquisition system 80 may employ methods, such as digital filters, for noise removal pumping operations for hydraulic fracturing of the generated signals. In some configurations, the signals generated by each sensor are recorded on one or more memory devices that may be part of the drilled hole monitoring set 10, where the memory devices are generally recoverable with the bottom-end monitoring set 10. In some configurations In configurations using memory devices, signals can also be transmitted over the communication line40, while in other configurations signals are not equally transmitted over a communication line, as sensor data that is stored in the memory devices can be retrieved after the set. of drilled hole 100 be recovered from the well.

Conforme se encontra ilustrado na Fig. 1, oconjunto de monitoração de furo perfurado 10 e os sensoresde energia acústica 160 do mesmo são posicionados no furode poço em uma localização que não é adjacente à formaçãode interesse 60. 0 conjunto de monitoração de furoperfurado 10 pode ser posicionado abaixo da formação deinteresse 60. No caso de o furo de poço ser revestido, oconjunto de monitoração de furo perfurado 10 pode serposicionado no furo de poço em uma localização que não éadjacente à zona perfurada no revestimento. 0 conjunto demonitoração dè furo perfurado 10 pode ser disposto abaixoda zona perfurada e portanto, conforme se encontrailustrado na Fig. 1, as sondas de captação 120 podem sersuspensas por um cabo de um corpo tubular montado nodispositivo de isolação 50 e formando a extremidadeinferior da coluna 30. O dispositivo de isolação 50 éinstalado no furo de poço 20 para separar o conjunto demonitoração de furo perfurado 10 com relação à formaçãosubterrânea de interesse 60. Desta forma, o conjunto demonitoração de furo perfurado 10 é isolado com relação auma atividade de fraturamento hidráulico ou injeção emcurso na formação subterrânea de interesse 60.As shown in Fig. 1, the perforated hole monitoring assembly 10 and the acoustic energy sensors 160 thereof are positioned in the well borehole at a location not adjacent to the formation of interest 60. The perforated monitoring assembly 10 may be positioned below the interest formation 60. In the event that the wellbore is coated, the drilled hole monitoring assembly 10 may be positioned in the wellbore at a location that is not adjacent to the drilled area in the casing. The perforated bore test assembly 10 may be disposed below the perforated area and therefore, as shown in Fig. 1, the pickup probes 120 may be suspended by a cable from an insulated mounting tubular body 50 and forming the lower end of the column 30 Insulation device 50 is installed in wellbore 20 to separate perforated hole demonstration assembly 10 from the underground formation of interest 60. Thus, perforated hole demonstration assembly 10 is isolated from hydraulic fracturing or injection activity. ongoing underground formation of interest 60.

Em algumas configurações da invenção, umdispositivo ou dispositivos de supressão de ruído tal comoum amortecedor de choques pode(m) ser provido(s), sendodisposto(s) entre o dispositivo de isolação 50 e o conjuntode monitoração de furo perfurado 10. Em algumasconfigurações, poderão ser utilizados métodos de supressãode ruído, tal como afrouxamento do cabo de conexão entrecomponentes, para redução da possibilidade de transmissãode ruídos. Podem similarmente ser utilizados dispositivosou métodos de supressão de ruídos entre os sensores 160 emum conjunto. Em algumas configurações da invenção, asupressão de ruído pode ser realizada medianteprocessamento digital dos sinais gerados pelas mediçõesfeitas pelos sensores de energia acústica.In some embodiments of the invention, a noise suppression device or devices such as a shock absorber may be provided between the isolation device 50 and the perforated hole monitoring assembly 10. In some configurations, Noise suppression methods such as loosening the interconnecting connecting cable may be used to reduce the possibility of noise transmission. Devices or noise suppression methods may similarly be used between the sensors 160 in a set. In some embodiments of the invention, noise suppression may be performed by digitally processing the signals generated by the measurements made by the acoustic energy sensors.

o conjunto de furo perfurado 100 pode igualmenteincluir aparelhos ou características para utilização noprocesso de fraturamento hidráulico. Caso o meio deencaminhamento 30 consista em uma tubagem helicoidal, umtal aparelho poderá ser um bocal de jateamento 86 que édisposto acima do dispositivo de isolação 50 para permitiro bombeamento de fluidos no sentido descendente ao longo dacoluna 30 saindo pelo bocal de jateamento 8 6 para limpezade detritos tais como areia que podem acumular-se acima doobturador 30. 0 bocal de jateamento 8 6 pode igualmente serutilizado para propósitos de perfuração da coluna derevestimento 2.2 e para formar os túneis perfurados 61 aoinvés de ser utilizado para tal propósito um canhão deperfuração. Neste contexto, um fluido abrasivo pode sercomunicado para o interior do poço através da via depassagem central da coluna 30, com o fluido abrasivo sendoorientado radialmente pelos bocais de jateamento 86 nadireção da coluna de revestimento 22 de tal forma que osjatos resultantes perfurem a coluna de revestimento 22 eformem túneis para o interior da formação circundante.The drilled hole assembly 100 may also include apparatus or features for use in the hydraulic fracturing process. If the routing means 30 consists of a helical tubing, such an apparatus may be a blasting nozzle 86 which is disposed above the isolation device 50 to allow downward pumping of fluids along the gap 30 exiting the blasting nozzle 86 for debris cleaning such as sand which may accumulate above the shutter 30. The blasting nozzle 86 may also be used for drill-down column 2.2 purposes and to form the drilled tunnels 61 rather than to use a drill-barrel. In this context, an abrasive fluid may be communicated into the well through the central passageway of the column 30, with the abrasive fluid being radially oriented by the blasting nozzles 86 and the direction of the coating column 22 such that the resulting jets pierce the coating column. 22 form tunnels into the surrounding formation.

O conjunto de furo perfurado 100 pode incluir umacaracterística tal como uma abertura de limpeza, que poderáser seletivamente aberta ou fechada em uma localizaçãoacima do dispositivo de isolação 50 para permitir, se assimfor desejado, que um fluido bombeado no sentido descendenteatravés do espaço anular faça fluir em sentido inverso ofluido no sentido ascendente através da tubagem helicoidal.Métodos tais como queda de esferas ou atuação mecânicapoderão ser utilizados para abertura ou fechamentoseletivos de uma abertura de limpeza.The perforated bore assembly 100 may include a feature such as a cleaning opening, which may be selectively opened or closed at a location above the isolation device 50 to allow, if desired, a downwardly pumped fluid to flow through the annular space. reverse flow upward through the helical tubing. Methods such as ball drop or mechanical actuation may be used to open or selectively close a cleaning opening.

Em algumas configurações, o conjunto de furoperfurado 100 pode incluir um ou mais dispositivos deisolação adicionais localizados acima do conjunto demonitoração de furo perfurado 10. Os dispositivos deisolação adicionais podem ser de assentamento simples oumúltiplo.In some embodiments, the perforated assembly 100 may include one or more additional insulation devices located above the perforated hole monitoring assembly 10. The additional insulation devices may be single or multiple seating.

O conjunto de furo perfurado 100 pode incluir um oumais dispositivos adicionais para provisão de informaçõesdo furo de poço. Por exemplo, o conjunto de furo perfurado100 pode incluir adicionalmente um sensor de pressão ou detemperatura ou ambos. Em algumas configurações da invençãopoderá ser provido um giroscópio para utilização naorientação dos sensores 160 ou para determinação daorientação do conjunto de monitoração de furo perfurado 10para permitir um subseqüente ajuste de dados.The drilled hole assembly 100 may include one or more additional well bore information provisioning devices. For example, the perforated bore assembly 100 may additionally include a pressure or temperature sensor or both. In some embodiments of the invention a gyroscope may be provided for use in orienting the sensors 160 or for determining the orientation of the drilled hole monitoring assembly 10 to allow subsequent adjustment of data.

Alternativamente, os sensores podem ser orientados pormétodos tais como uma análise de hodograma de trêscomponentes que utiliza o registro de um disparo decalibração em um poço próximo ou uma superfície. Medianteregistro e análise de um ou mais desses disparos, épossível calcular a orientação da ferramenta pelos métodosconhecidos tal como utilizando geometria de plano e asuposição de um raio reto da fonte para o receptor,projetando-se o raio sobre um plano perpendicular erodando-se a projeção através do ângulo de polarizaçãohorizontal para obtenção da direção do sensor de componenteχ e o ângulo de orientação relativo ou o método de cálculodo ângulo de orientação relativo da polarização 3C dachegada de onda P direta conforme descrito no trabalho deBecquey, M. e Dubesset, Μ., 1990, Three-component sondeorientation in a deviated well (short note): Geophysics,Society of Exploration. Geophysics, 55, 138 6-1388.Alternatively, the sensors may be guided by methods such as a three-component hodogram analysis that utilizes the recording of a calibration trigger on a nearby well or surface. By recording and analyzing one or more of these shots, it is possible to calculate the orientation of the tool by known methods such as using plane geometry and supposing a straight radius from the source to the receiver, projecting the radius over a perpendicular plane and eroding the projection. through the horizontal polarization angle to obtain the direction of the chi component sensor and the relative orientation angle or the method of calculating the relative orientation angle of the direct P-wave 3C polarization as described in the work of Becquey, M. and Dubesset, Μ., 1990, Three-component sondeorientation in a deviated well (short note): Geophysics, Society of Exploration. Geophysics, 55, 138 6-1388.

De acordo com algumas configurações da invenção, oconjunto de furo perfurado 100 pode incluir outrosdispositivos, que são destinados a outras funções. Porexemplo, de acordo com algumas configurações da invenção, oconjunto de furo perfurado 100 pode incluir um localizadorde colar de revestimento ("Casing Collar Locator" - CCL) 87que é utilizado para propósitos de localização precisa doconjunto de furo perfurado 100 no interior do poçò, ououtra ferramenta. Neste contexto, o CCL 87 pode ser umdispositivo com sensibilidade magnética que gera um sinal(observado na superfície do poço 8) para propósitos dedetecção de juntas de revestimento do revestimento 22 parapropósitos de localização precisa do conjunto 100. Istopode ser útil para propósitos de localização precisa dosbocais de jateamento 86 quando os bocais de jateamento 86perfuram o revestimento 22 e a formação de interesse 60.According to some embodiments of the invention, perforated hole assembly 100 may include other devices which are intended for other functions. For example, according to some embodiments of the invention, perforated hole assembly 100 may include a Casing Collar Locator (CCL) 87 which is used for the purpose of precisely locating perforated hole assembly 100 within the well, or another. tool. In this context, the CCL 87 may be a magnetic sensing device that generates a signal (observed on well surface 8) for the purpose of detecting liner gaskets 22 for precise locating set 100 purposes. This may be useful for precise locating purposes the blasting nozzles 86 when the blasting nozzles 86 pierce the liner 22 and the formation of interest 60.

Como outro exemplo de um outro dispositivo potencial doconjunto de furo perfurado .100, de acordo com algumasconfigurações da invenção, o conjunto 100 pode incluir umsub de tensão 85, que é localizado abaixo do dispositivo deisolação 50 e é utilizado para monitorar a tensão do cabo,que se estende para as sondas de captação 120. Nestecontexto, se o cabo ou as sondas de captação 120 ficaremencravados no poço 8, a correspondente tensão indicativadeste evento é detectada pelo sub de tensão 85 e écomunicada para a superfície do poço. Desta forma, épossível tomar medidas corretivas para desencravar comsegurança as sondas de captação 120.As another example of another potential hole punch assembly device .100, according to some embodiments of the invention, assembly 100 may include a voltage sub 85, which is located below the insulation device 50 and is used to monitor cable tension, extending to pickup probes 120. In this context, if the cable or pickup probes 120 become jammed in well 8, the corresponding indicative voltage of this event is detected by voltage sub 85 and is communicated to the well surface. In this way, corrective measures can be taken to safely unravel the pickup probes 120.

Como outro exemplo, o conjunto de furo perfuradopode incluir um sensor suplementar., por exemplo um sensorde pressão ou temperatura., capaz de prover uma medição deinterior de poço. Neste contexto,, a medição obtida comutilização do sensor suplementar pode ser utilizada emcombinação com ou separadamente das medições obtidas comutilização dos sensores 160 para monitoração defraturamento hidráulico. Em algumas configurações, o sensorsuplementar pode ser um sensor acústico adicional, tal comoum hidrofone, útil para medição de ruído na forma de ondasacústicas do furo perfurado. 0 sensor suplementar pode serum acelerômetro. Em algumas configurações, podem serprovidos vários sensores suplementares, especificamentesensores acústicos. A saída deste sensor suplementar podeser utilizada para supressão ou remoção digital de ruídomediante processamento das .medições do(s) sensor (es)acústico(s). Esta utilização é diferente da utilização demedições de sensores acústicos em um conjunto paraeliminação de ruído mediante processamento cumulativo dasmedições conforme é conhecido em perfis sísmicos verticais.As another example, the drilled hole assembly may include an additional sensor, for example a pressure or temperature sensor, capable of providing an interior well measurement. In this context, the measurement obtained with the use of the supplementary sensor may be used in combination with or separately from the measurements obtained with the use of the sensors 160 for hydraulic fracturing monitoring. In some configurations, the supplemental sensors may be an additional acoustic sensor, such as a hydrophone, useful for noise measurement in the form of acoustic waves from the drilled hole. The supplementary sensor may be accelerometer. In some configurations, several additional sensors may be provided, specifically acoustic sensors. The output of this supplemental sensor can be used for digital noise suppression or removal by processing the acoustic sensor (s) measurements. This use is different from using acoustic sensor measurements in a noise elimination assembly by cumulative processing of measurements as known in vertical seismic profiles.

0 conjunto de furo perfurado 100 pode igualmenteincluir, de acordo com configurações da invenção, um engatede atuação remota,, ou conector 90, para propósitos deconexão seletiva do conjunto de furo perfurado 100 edesacoplamento do conjunto 100 da coluna 30 (dessa formadeixando o conjunto 100 no interior do poço) quando sãotratadas múltiplas zonas, conforme é descritoadicionalmente mais abaixo. Desta forma, muitas variaçõessão possíveis e encontram-se dentro do escopo dasreivindicações em anexo.The perforated bore assembly 100 may also include, according to embodiments of the invention, a remote actuated coupling, or connector 90, for the purposes of selectively disconnecting the perforated bore assembly 100 and detaching from the column 30 assembly (thereby leaving the assembly 100 in well) when multiple zones are treated as further described below. Accordingly, many variations are possible and are within the scope of the appended claims.

O fraturamento hidráulico e a monitoração podemprosseguir da forma indicada a seguir de acordo com algumasconfigurações da invenção. O furo de poço 20 é em primeirolugar completado com o revestimento 22, e em seguida orevestimento 22 é perfurado em uma ou mais formaçõessubterrâneas de interesse 60. De acordo com configuraçõesda invenção, o conjunto de monitoração de furo perfurado 10pode ser então encaminhado para o interior do furo de poço20 na coluna 30. O dispositivo de isolação 50 ésimultaneamente encaminhado no furo de poço 20 na coluna 30em uma posição desejada acima do conjunto 10. 0 dispositivode isolação 50 é assentado no lugar para provisão de umavedação no espaço anular entre a coluna 30 e o revestimento22, dessa forma isolando o conjunto de monitoração de furoperfurado 10 no furo de poço 20 abaixo do dispositivo deisolação 50. Se forem providos dispositivos de isolaçãoadicionais, os mesmos podem ser atuados ou assentados nolugar para provisão de isolação adicional entre o conjuntode monitoração de furo perfurado 10 e o dispositivo deisolação 50.Hydraulic fracturing and monitoring may proceed as follows in accordance with some embodiments of the invention. Wellbore 20 is first completed with casing 22, and then casing 22 is drilled into one or more underground formations of interest 60. According to embodiments of the invention, perforated bore monitoring assembly 10 can then be routed inwardly. of wellbore 20 in column 30. Insulation device 50 is simultaneously routed in wellbore 20 in column 30 to a desired position above assembly 10. Insulation device 50 is seated in place to provide annular space sealing between column 30 and the liner 22, thereby isolating the perforated monitoring assembly 10 in the borehole 20 below the isolating device 50. If additional isolation devices are provided, they may be actuated or seated to provide additional insulation between the insulating monitoring assembly. perforated hole 10 and the insulating device 50.

O fluido de fraturamento hidráulico ou fluido deinjeção é então bombeado com pressão no sentido descendenteatravés do espaço anular formado entre o meio deencaminhamento 30 e o revestimento 22 ou a parede do furode poço e para o interior da formação subterrânea deinteresse 60. O fluido de fraturamento hidráulico pode serqualquer fluido útil para fraturamento de uma formaçãosubterrânea, incluindo sem limitação fluidos paratratamento de furos de poço, hidrocarbonetos, água, águaproduzida, água para descarte, fluidos espumados ou gases,tal como gás natural ou CO2.The hydraulic fracturing fluid or injection fluid is then pumped downwardly through the annular space formed between the routing means 30 and the liner 22 or the wellbore wall and into the underground formation of interest 60. The hydraulic fracturing fluid It can be any fluid useful for fracturing an underground formation, including without limitation well drilling fluids, hydrocarbons, water, produced water, wastewater, foamed fluids or gases, such as natural gas or CO2.

O dispositivo de isolação 50, e se for(em)Provido(S)1, um dispositivo ou dispositivos adicionais deisolação, separam o conjunto de monitoração de furoperfurado 10 dos fluidos de fraturamento hidráulico eoperações realizadas no furo de poço acima do dispositivode isolação 50.. O dispositivo de isolação 50 pode serqualquer obturador, dispositivo inflável òu mecânico capazde ser assentado e desassentado que proporciona uma pressãode vedação suficiente dentro do furo de poço para isolar oconjunto de monitoração de furo perfurado do fluido defraturamento hidráulico ou fluido de injeção sob pressão.Isolation device 50, and if provided (S) 1, an additional isolation device or devices, separate the perforated monitoring assembly 10 from the hydraulic fracturing fluids and operations performed in the wellbore above the isolation device 50. The isolation device 50 may be any mechanical, seatable and releasable shutter, inflatable or mechanical device that provides sufficient sealing pressure within the wellbore to isolate the perforated bore monitoring assembly from the hydraulic billing fluid or injection fluid under pressure.

Em configurações da invenção em que o conjunto demonitoração de furo perfurado 10 é instalado no furo depoço abaixo do dispositivo de isolação 50, o dispositivo deisolação 50 inclui meios de passagem para permitir apassagem da linha de comunicação 40 através do dispositivode isolação 50 e para o conjunto de monitoração de furoperfurado 10. algumas configurações podem incluir tirantesrígidos ou barras de instalação para utilização nainstalação do conjunto de sensores de furo perfurado 10 empoços direcionais, horizontais ou pressurizados.In embodiments of the invention wherein the perforated hole monitoring assembly 10 is installed in the deposition hole below the isolating device 50, the isolating device 50 includes passage means for allowing communication line 40 to pass through the isolating device 50 and to the assembly. perforated monitoring 10. Some configurations may include rigid rods or installation bars for use in installing the 10-hole directional, horizontal or pressurized wells.

De acordo com configurações da invenção aquidescrita, fazendo referência à Fig. 3, uma técnica 200 podeser utilizada para monitoração do fraturamento hidráulicode uma formação de interesse especifica. De acordo com atécnica 200, o conjunto de furo perfurado 100 é descido nopoço até a posição desejada, de acordo com o bloco 204, como conjunto de furo perfurado compreendendo um sensoracústico. É então realizada uma operação de fraturamentohidráulico mediante bombeamento de fluido de fraturamentopara o interior do furo de poço sob pressão, de acordo como bloco 206. O (s) um ou mais sensores acústicos é/sãoutilizado(s) para monitoração de energia acústica de acordocom o bloco 208. Ά energia acústica monitorada pode serproveniente de 'Operações de fraturamento, ou podem serresultantes de operações de fraturamento em que o fluido defraturamento hidráulico compreende um elemento gerador desinal acústico, tal como um agente de escoramento ruidosodescrito na patente norte-americana n° US 7.134.492, aquiincorporada na integra a titulo de referência. 0 sensor 160é utilizado para monitorar a operação ou os sinais geradospelo elemento gerador de sinal acústico.In accordance with embodiments of the invention described with reference to Fig. 3, a technique 200 may be used for monitoring hydraulic fracturing of a formation of specific interest. According to technique 200, the perforated bore assembly 100 is brought down to the desired position in accordance with block 204 as a perforated bore assembly comprising an acoustic sensor. A hydraulic fracturing operation is then performed by pumping fracturing fluid into the wellbore under pressure according to block 206. One or more acoustic sensors are used for acoustic energy monitoring according to block 208. The monitored acoustic energy may be derived from Fracturing operations, or may be the result of fracturing operations wherein the hydraulic fracturing fluid comprises an acoustic signal generator, such as a noisy shoring agent described in U.S. Pat. US 7,134,492, incorporated herein by reference in its entirety. The sensor 160 is used to monitor the operation or signals generated by the acoustic signal generator element.

Muito embora o fraturamento hidráulico emonitoração de uma única formação de interesse, ou zona,seja aqui descrito para propósitos de esclarecimento decertos aspectos da invenção, é observado que são possíveisoutras configurações e que as mesmas são abrangidas noescopo das reivindicações que se encontram em anexo. Maisespecificamente, de acordo com algumas configurações dainvenção, o conjunto de furo perfurado 100 pode serutilizado em combinação com o fraturamento hidráulico emonitoração de várias zonas no poço.Although hydraulic fracturing and monitoring of a single formation of interest, or zone, is described herein for purposes of clarification in certain aspects of the invention, it is noted that other configurations are possible and that they are encompassed within the scope of the appended claims. More specifically, according to some inventive configurations, the drilled hole assembly 100 can be used in combination with hydraulic fracturing and monitoring of various zones in the well.

Desta forma., fazendo referência à Fig. 4, de acordocom algumas configurações da invenção, uma técnica 250inclui a descida (bloco 254) de um dispositivo deperfuração para o interior do poço até uma profundidadeespecífica em um poço. O dispositivo de perfuração é entãoutilizado para perfurar o revestimento ou o furo de poço(bloco 258). O conjunto de furo perfurado 100 é posicionadono poço, de acordo com o bloco 262. em seguida, odispositivo de isolação 50 é assentado (bloco 266) e ésubseqüentemente realizada uma operação de fraturamento eos sensores 160 são utilizados para monitoração daoperação, de acordo com o bloco 27 0. Em algumasconfigurações poderá ser estabelecido e atualizado ummodelo de fraturamento com utilização de uma medição dosensor 160.Thus, referring to Fig. 4, according to some embodiments of the invention, a technique 250 includes the descent (block 254) of a drilling device into the well to a specific depth in a well. The drilling device is then used to drill the casing or wellbore (block 258). The drilled hole assembly 100 is positioned in the well according to block 262. then the isolation device 50 is seated (block 266) and a fracturing operation is subsequently performed and the sensors 160 are used for operation monitoring according to the block 27 0. In some configurations a fracturing model may be established and updated using a 160 metering sensor.

Após ter sido completada a operação de fraturamentohidráulico, é feita uma determinação (losango 274) paradecidir se deverá ser fraturada uma outra zona. Em casonegativo, o conjunto de furo perfurado 100 é recuperado dopoço, de acordo com o bloco 278. Se uma outra zona deverser fraturada, a zona seguinte é perfurada, de acordo com obloco 254; e de acordo com os blocos 258, 262, 266 e 270,uma outra zona é fraturada hidraulicamente e monitorada.After the hydraulic fracturing operation is completed, a determination (diamond 274) is made to decide whether to fracture another zone. In negative case, the drilled hole assembly 100 is recovered from the core according to block 278. If another zone is to be fractured, the next zone is perforated according to oblique 254; and according to blocks 258, 262, 266 and 270, another zone is hydraulically fractured and monitored.

Assim, de acordo com a técnica 250, podem serfraturadas e monitoradas zonas no poço conforme se encontraindicado na Fig. 4. Observa-se que a técnica 250 é providapara propósitos exemplif!cativos, e que outras técnicaspodem ser utilizadas para propósitos de fraturamentohidráulico e monitoração, de acordo com outrasconfigurações da invenção.Thus, according to technique 250, zones in the well can be fractured and monitored as shown in Fig. 4. It is noted that technique 250 is provided for exemplary purposes, and that other techniques can be used for hydraulic fracturing and monitoring purposes. according to other embodiments of the invention.

Fazendo referência à Fig. 5, de acordo com algumasconfigurações da invenção,, uma técnica 300 inclui a descida(bloco 304) de um dispositivo de perfuração para o interiordo poço até uma profundidade especifica em um poço. Odispositivo de perfuração é então utilizado para perfurar orevestimento ou o furo de poço (bloco 308.). O conjunto defuro perfurado 100 é posicionado no poço, de acordo com obloco 312. Em algumas configurações, o conjunto de furoperfurado 100 pode compreender o dispositivo de perfuração.É subseqüentemente realizada urna operação de fraturamento eos sensores 160 são utilizados para monitoração daoperação, de acordo com o bloco 320.Referring to Fig. 5, according to some embodiments of the invention, a technique 300 includes descending (block 304) a drilling device into the well to a specified depth in a well. The drill rig is then used to drill the jacket or the wellbore (block 308.). The perforated drill assembly 100 is positioned in the well according to oblique 312. In some configurations, the perforated assembly 100 may comprise the drilling device. A fracturing operation is subsequently performed and the sensors 160 are used for monitoring the operation according to with block 320.

Após a operação de fraturamento hidráulico ter sidocompletada, é feita uma determinação (losango 324) paradecidir se uma outra zona deverá ser fraturada. No casonegativo, o conjunto de furo perfurado 100 é recuperado dopoço., de acordo com o bloco 328. Se uma outra zona deverser fraturada, a zona perfurada seguinte é perfurada, deacordo com o bloco 324; e de acordo com os blocos 304, 308,312, e 320, urna outra zona é hidraulicamente fraturada emonitorada.After the hydraulic fracturing operation has been completed, a determination (diamond 324) is made to decide if another zone should be fractured. In the negative case, the perforated hole assembly 100 is recovered from the core according to block 328. If another zone is to be fractured, the next perforated zone is perforated according to block 324; and according to blocks 304, 308,312, and 320, another zone is hydraulically fractured and monitored.

Assim, de acordo com a técnica 300, é possívelfraturar e monitorar zonas no poço conforme se encontraindicado na Fig. 5. Observa-se que a técnica 300 é providapara propósitos exemplificativos, já que outras técnicaspodem ser utilizadas para propósitos de fraturamentohidráulico e monitoração, de acordo com outrasconfigurações da invenção.Thus, according to technique 300, it is possible to drill and monitor zones in the well as shown in Fig. 5. It is noted that technique 300 is provided for exemplary purposes, as other techniques can be used for hydraulic fracturing and monitoring purposes. according to other embodiments of the invention.

O conjunto de monitoração de furo perfurado 100 etécnicas que são aqui descritas podem proporcionar uma oumais vantagens e/ou aperfeiçoamento relativamente atécnicas e dispositivos de monitoração hidráulicosconvencionais. Em particular, a disposição do conjunto demonitoração de furo perfurado no poço de injeção ao invésde ser disposto em um poço de monitoração separado reduz otempo e as despesas requeridos para perfuração de um poçoseparado. A disposição dos sensores acústicos abaixo doobturador isola os sensores relativamente ao fluido defraturamento e reduz o risco de danos nos sensores causadospelo fluido de fraturamento quando o mesmo é bombeado nosentido descendente através do furo de poço. Similarmente,a disposição da linha de comunicação 40 no interior dacoluna 30 isola a mesma do fluido de fraturamento que ébombeado no sentido descendente através do espaço anular ereduz significativamente a possibilidade de erosão ou danosna linha de comunicação. Adicionalmente, a disposição dossensores 160 abaixo do dispositivo de isolação 50 tem oefeito de proporcionar isolação relativamente a ruídoinduzido por fluxo.The perforated borehole monitoring assembly 100 described herein may provide one or more advantages and / or improvement over conventional hydraulic monitoring devices and devices. In particular, the arrangement of the drilled hole monitoring assembly in the injection well rather than being disposed in a separate monitoring well reduces the time and expense required to drill a separate well. The arrangement of the acoustic sensors below the shutter isolates the sensors from the fracturing fluid and reduces the risk of damage to the sensors caused by the fracturing fluid when it is pumped downstream through the borehole. Similarly, the arrangement of the communication line 40 within the gap 30 isolates it from the fracturing fluid that is pumped down through the annular space and significantly reduces the possibility of erosion or damage to the communication line. Additionally, the arrangement of sensors 160 below the isolation device 50 has the effect of providing isolation from flow-induced noise.

Anteriormente à presente invenção, o ruído geradopelo bombeamento de fluido de fraturamento em um furo depoço inibia a possibilidade de obtenção com êxito demedições micro-sísmicas no poço de injeção. Várioselementos são utilizados individualmente ou em combinaçãona presente invenção para isolação e atenuação de ruído dofuro de poço. A disposição do sensor ou sensores de energiaacústica abaixo do dispositivo de isolação 50 proporcionauma barreira para ruído de fluxo direto. O dispositivo deisolação 50 é projetado para permitir com eficiência asoperações de assentamento/desassentamento, limpeza de areiadepositada no topo, e habilitação de técnicas de isolaçãode ruído (por exemplo, afrouxamento). A configuração desensores 160 em um conjunto de sensores de energia acústicae a isolação mecânica do conjunto de sensores 14 0 (ver aFig. 2) relativamente ao corpo de ferramenta 124 pode serutilizada para atenuação de propagação de ruído (conhecidocomo onda tubular) no fluido do furo de poço. Oafrouxamento da linha de comunicação 40 pode ser utilizadopara atenuar propagação de ruído ao longo da linha decomunicação 40 ou conjunto de monitoração de furo perfurado10. O dispositivo de isolação 50 pode compreender um ajustede compressão que é operacional em um movimento descendenteque acomoda o afrouxamento da linha de comunicação 40.Prior to the present invention, noise generated by pumping fracturing fluid in a well bore inhibited the possibility of successfully obtaining micro seismic measurements in the injection well. Several elements are used individually or in combination in the present invention for wellbore noise isolation and attenuation. The arrangement of the acoustic energy sensor or sensors below the isolation device 50 provides a barrier to direct flow noise. Insulation device 50 is designed to efficiently allow settling / settling operations, cleaning of top-deposited sand, and enabling noise isolation techniques (eg, loosening). The step-down configuration 160 on an acoustic energy sensor assembly and the mechanical isolation of sensor assembly 140 (see Figure 2) relative to tool body 124 may be used for noise propagation attenuation (known as tubular wave) in the bore fluid Well Loosening of communication line 40 can be used to attenuate noise propagation along communication line 40 or perforated hole monitoring assembly10. The isolation device 50 may comprise a compression adjustment that is operable in a downward motion that accommodates the loosening of the communication line 40.

Amortecedores de choque projetados para atenuaçãode propagação de ruído no conjunto de fundo de poço podemser inseridos entre o dispositivo de isolação 50 e ossensores acústicos. Pode ser utilizada filtração digitalpara identificação de ruído de propagação ascendente edescendente com características distintamente diferentesdos micro—sismos. Podem ser utilizadas técnicas defiltração digital tais como formação de feixe adaptável oufiltragem de velocidade, para atenuação de ruído. Umsubconjunto de hidrofones dispostos dentro de um conjuntode geofones ou acelerômetros pode ser útil para identificare remover ondas (tubulares) de fluido de propagação.Adicionalmente, o ruído de bombeamento situa-se defreqüências baixas (< 20 Hz) muito abaixo da banda típicade micro-sismos e pode ser substancialmente removido porfiltros convencionais de passagem de banda alta.Shock absorbers designed to attenuate noise propagation in the downhole assembly may be inserted between the isolation device 50 and the acoustic sensors. Digital filtration can be used to identify upward and downward propagation noise with distinctly different characteristics of micro-organisms. Digital filtration techniques such as adaptive beam forming or velocity filtration may be used for noise attenuation. A subset of hydrophones arranged within a set of geophones or accelerometers may be useful for identifying and removing (tubular) waves of propagation fluid. In addition, the pumping noise lies at low frequencies (<20 Hz) far below the typical micro-earth band. and may be substantially removed by conventional high band pass filters.

O conjunto de furo perfurado 100 pode incluiradicionalmente outros dispositivos de medição tais como depressão, temperatura, giroscópios, ou qualquer outrodispositivo útil para medir indicações de característicasde fratura. 0 conjunto de furo perfurado 100 podeigualmente incluir ferramentas de fraturamento posicionadasacima do dispositivo de isolação 50 para utilização noprocesso de fraturamento hidráulico, tais como bocais dejateamento, aberturas de limpeza, etc. Adicionalmente, oconjunto de furo perfurado 100 pode incluir um dispositivode isolação de assentamento simples ou múltiplo acima dosdispositivos de medição para proteção do mesmo contra ainfluência do tratamento de fraturamento.The perforated bore assembly 100 may additionally include other measuring devices such as depression, temperature, gyros, or any other device useful for measuring indications of fracture characteristics. The drilled hole assembly 100 may also include fracturing tools positioned above the isolation device 50 for use in the hydraulic fracturing process such as blasting nozzles, cleaning openings, etc. Additionally, the perforated hole assembly 100 may include a single or multiple seat insulation device above the measuring devices for protection against the influence of the fracturing treatment.

Muito embora expressões direcionais e termos deorientação tais como "vertical", "ascendente","descendente" etc. tenham sido utilizados por uma questãode comodidade na descrição anterior, deverá ser entendidoque essas direções e orientações não são necessárias para aprática da invenção. Por exemplo, de acordo com outrasconfigurações da invenção, o conjunto de furo perfurado 100pode ser utilizado em um furo de poço lateral. Desta forma,são contempladas muitas variações e as mesmas sãoabrangidas no escopo das reivindicações que se encontram emanexo.Although directional expressions and orienting terms such as "vertical", "ascending", "descending" etc. have been used for the sake of convenience in the foregoing description, it should be understood that such directions and guidelines are not necessary for the practice of the invention. For example, according to other embodiments of the invention, the drilled hole assembly 100 may be used in a side well bore. Accordingly, many variations are contemplated and are encompassed within the scope of the claims which are emanating.

Muito embora a presente invenção tenha sidodescrita com relação a um número limitado de configurações,aqueles que são versados na técnica e auferem o benefícioda presente divulgação poderão apreciar que são possíveisnumerosas modificações e variações dessas configurações. Épretendido que as reivindicações em anexo abranjam todas asmodificações e variações abrangidas no verdadeiro espiritoe escopo da presente invenção.Although the present invention has been described with respect to a limited number of embodiments, those skilled in the art and benefiting from the present disclosure may appreciate that numerous modifications and variations of such configurations are possible. It is intended that the appended claims encompass all modifications and variations within the true scope of the present invention.

Claims

1. A WELL-USE METHOD, comprising: installing a device assembly within a wellbore, the assembly comprising at least one sensor, injection of a pressure fracturing fluid into the wellbore to hydraulically fracture an underground formation of interest, isolation of the sensor from the billing operation; measuring the acoustic energy generated by hydraulic billing by using at least one sensor.

Method according to Claim 1, characterized in that the insulation comprises the fitting of a shutter of the assembly.

A method according to claim 2, further comprising: positioning said at least one sensor below the shutter.

A method according to claim 2 further comprising: shutter disassembly; repositioning of the well hole drilled hole assembly; injection repetition and isolation.

Method according to Claim 1, characterized in that the installation comprises the assembly as a column, and the method further comprises arranging a communication line within the column for establishing communication between said at least one sensor and the surface. dope.

Method according to claim 1, characterized in that said at least one sensor comprises a plurality of sensors, and the method further comprises: spacing the sensors along the wellbore.

A method according to claim 1 further comprising: recovering the borehole assembly.

Method according to Claim 1, characterized in that the measurement takes place concurrently with the injection.

A method according to claim 1 further comprising: storing acoustic energy indicative data measured by said at least one sensor in a set memory; and retrieving data from memory after the pool is recovered from the well.

A method for monitoring hydraulic drilling, comprising: a) installing a perforated bore assembly into a borehole in a helical tubing having a communication line disposed therein, the perforated bore assembly comprising a borehole assembly perforated positioned below a shutter, the perforated bore monitoring assembly comprising at least one acoustic energy sensor, (b) arrangement of the perforated bore assembly lower than an underground formation of interest, (c) shutter seating below the underground formation of interest; of a downward pressure fracturing fluid through the annular space, thereby hydraulically fracturing the underground formation of interest; and e) use of the acoustic energy sensor to perform an acoustic energy measurement generated by hydraulic billing.

A method according to claim 10, characterized in that the additionally selected communication line of the group consisting of wireline perforation cable, slickline patch cord, fiber optic cable or fiber optic fixing cable.

Method according to claim 10, characterized in that the perforated monitoring assembly comprises more than one sensor, the sensors are spaced along the wellbore, and the sensors are separated from the underground formation by the plug.

A method according to claim 10, further comprising the steps (f) of shutter disassembly and (g) displacement of the drilled hole assembly within the wellbore, wherein steps (b) to (f ) are repeated.

Method according to claim 10, characterized in that the acoustic energy measurement comprises communication over the communication line.

A method according to claim 14, characterized in that the step of injecting a fracturing fluid further comprises a modification based on acoustic energy measurement.

The method of claim 10 further comprising recovering the drilled hole assembly from the interior of the wellbore.

A method according to claim 10, further comprising establishing a fracturing model and updating the fracturing model by using at least one acoustic energy measurement.

18. WELL-HOLDING WELL-HOLDING APPARATUS, characterized by comprising a perforated hole assembly installed in helical tubing, the assembly having a tool body comprising at least one acoustic energy sensor disposed therein, an insulation device, and at least at least one discharge opening adjacent the isolation device, wherein the assembly is coupled to a helical tubing having a communication line disposed therein.

Apparatus according to claim 18, characterized in that the at least one acoustic energy sensor comprises a sensor selected from the group consisting of a geophone, a hydrophone, and an accelerometer.

Apparatus according to claim 18, characterized in that the insulation device comprises a shutter.

Apparatus according to claim 18, further comprising means for processing acoustic energy sensor data.

22. A WELL-USE APPLIANCE, characterized in that it comprises: a tool body, an isolation device disposed on the tool body, at least one acoustic sensor disposed on a tool body for monitoring hydraulic fracturing.

Apparatus according to claim 22, characterized in that said at least one acoustic sensor comprises at least one geophone, hydrophone and accelerometer.

Apparatus according to claim 22, further comprising: a column for routing the isolating device and said at least one acoustic sensor to the interior of the well in the form of a unit.

Apparatus according to claim 22, further comprising: a remotely activated connector for selectively connecting the isolation device to a columnar tube.

Apparatus according to claim 22, characterized in that the insulation device comprises a shutter.

Apparatus according to claim 22, further comprising: a memory connected and installed within the well with the data storage tool body provided by said at least one sensor such that data is retrieved from memory after the machine recovered from the well.

28. A method for monitoring hydraulic drilling, comprising: (a) installing a drilled hole assembly into a well bore, the drilled hole assembly comprising a drilled hole monitoring assembly having at least one acoustic energy sensor; ) injection of an underpressure fracturing fluid, thereby hydraulically fracturing an underground formation of interest; and c) use of the acoustic energy sensor to perform an acoustic energy measurement.

A method according to claim 28, characterized in that the perforated bore assembly further comprises a supplementary sensor.

Method according to claim 28, characterized in that the fracturing fluid comprises an acoustic energy generating element.

Method according to claim 28, characterized in that the fracturing fluid comprises a noisy shoring component.

The method of claim 28, further comprising the steps (e) of moving the drilled hole assembly within the wellbore, wherein the steps (b) to (c) are repeated.

Method according to claim 29, characterized in that the supplementary sensor is an acoustic energy sensor.

A method according to claim 33, further comprising the step of using the output produced by the supplementary sensor for processing acoustic energy measurement.

A method according to claim 28, further comprising orienting the perforated bore assembly.