BRPI0715907A2 - mÉtodo para planejar extraÇço de hidrocarbonetos de uma formaÇço de hidrocarbonetos, meio legÍvel por computador, e, sistema de computador. - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA PLANEJAR EXTRAÇçO DE HIDROCARBONETOS DE UMA FORMAÇçO DE HIDROCARBONETOS, MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR, E, SISTEMA DE COMPUTADOR. Um método e sitema de planejar extração de hidrocarbonetos de uma formação de hidrocarbonetos. Diversos métodos e sistemas assumem uma abordagem holística para produzir colocação e completação de poço produtor, colocação e completação de poço injetor, e trajetórias de furo de sondagem para alcançar os diversos poços produtores e poços injetores, as seleções de colocação e completação baseadas em parâmetros tais como tensões inicial e esperada variáveis com o tempo na formação tensão nas formações re re-aterro (terra superficial), e proximidade de falhas.
Description
"MÉTODO PARA PLANEJAR EXTRAÇÃO DE HIDROCARBONETOS DE UMA FORMAÇÃO DE HIDROCARBONETOS, MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR, E, SISTEMA DE COMPUTADOR" FUNDAMENTO
Projetar sistemas para produção a partir de reservatórios
subterrâneos de hidrocarbonetos envolve diversos esforços altamente científicos. Por exemplo, antes de perfurar, um engenheiro de reservatório utiliza modelos sofisticados de reservatório para determinar parâmetros tais como capacidade da formação, permeabilidade e escoamento de fluidos dentro do reservatório, para determinar um número ótimo e localizações onde o furo de sondagem penetra na formação ("pontos de tomada"). Para cada ponto de tomada identificado modelagem adicional é realizada para ajudar a identificar um tipo adequado de interface física entre a formação e o furo de sondagem ("completação"). Por exemplo, modelagem geomecânica pode ser utilizada para determinar magnitude de tensão e orientação de tensão na e em proximidade junto à formação, e também para determinar como esgotamento de pressão de poro (provocado pela retirada de hidrocarbonetos) afeta a magnitude de tensão e orientação de tensão. Utilizando informação de tensão inicial e mudanças de tensão esperadas com o tempo, modelagem material pode ser realizada na formação de rocha para determinar os modos de falha e envoltórias de falha da formação. Utilizando os resultados da modelagem, uma orientação e tipo de completação são selecionados para cada ponto de tomada particular para ajustar os fenômenos físicos localizados esperados, critérios de produção e, possivelmente, considerações financeiras. A partir das localizações dos pontos de tomada e determinação de completação para cada ponto de tomada, uma estratégia de perfuração é prevista para fornecer um furo de sondagem para cada ponto de tomada no custo mínimo possível, o que se traduz em selecionar um centro de perfuração que proporcione o furo de sondagem o mais curto possível para cada ponto de tomada. Embora os esforços científicos relacionados a identificar pontos de tomada e identificar tipos de completação representem um vasto melhoramento sobre dias precedentes quando a estratégia de perfuração e o orçamento de perfuração eram os fatores motivadores na determinação do número de furos de sondagem perfurados e sua colocação, outros melhoramentos na colocação de ponto de tomada e estratégia de extração podem ser feitos. SUMÁRIO
Os problemas anotados acima são solucionados em grande parte por um método e sistema de planejar a extração de hidrocarbonetos a partir de uma formação de hidrocarbonetos. No mínimo, algumas das configurações ilustrativas são métodos que compreendem modelar uma formação de hidrocarbonetos sob condições de produção esperadas, determinar a partir do modelo tensões variáveis com o tempo esperadas da formação de hidrocarbonetos, selecionar parâmetros de completação para um ponto de tomada (a seleção levando em consideração as tensões esperadas variáveis com o tempo), e então selecionar uma trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada para o ponto de tomada (a trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada selecionada com base em direção de tensão dominante de uma formação através da qual o furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada deve penetrar, e então perfurar a partir da superfície até o ponto de tomada com base na trajetória do furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada.
Outras configurações ilustrativas são meios legíveis por computador que armazenam programas que, quando executados por um processador, fazem com que o processador selecione parâmetros de completação para o ponto de tomada de uma formação de hidrocarbonetos (a seleção de parâmetros de completação levando em consideração as tensões variáveis com o tempo esperadas na formação de hidrocarbonetos), e então selecione a trajetória do furo de sondagem de um ponto de tomada até a superfície para o ponto de tomada (a trajetória do furo de sondagem do ponto de tomada até a superfície selecionada com base na direção da tensão predominante de uma formação através da qual o furo de sondagem do ponto de tomada até a superfície deve penetrar).
Outras modalidades ilustrativas são sistemas de computador que compreendem um processador e uma memória acoplada ao processador. O processador é configurado para selecionar parâmetros de completação para um ponto de tomada de uma formação de hidrocarbonetos (a seleção de parâmetros de completação levando em consideração as tensões variáveis com o tempo esperadas na formação de hidrocarbonetos) e então selecionar uma trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada para o ponto de tomada (a trajetória de furo de sondagem de superfície até o ponto de tomada selecionada com base em direção de tensão predominante de uma formação através da qual o furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada deve penetrar e a trajetória do ponto de tomada).
Os dispositivos e métodos divulgados compreendem uma combinação de aspectos e vantagens que os possibilitam superar as deficiências dos dispositivos da técnica precedente. As diversas características descritas acima, bem como outros aspectos, serão facilmente evidentes para aqueles versados na técnica quando da leitura da descrição detalhada a seguir e fazendo referência aos desenhos que acompanham. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
Para uma descrição detalhada das configurações preferenciais da invenção será feita referência agora aos desenhos que acompanham, nos quais:
A figura 1 mostra a colocação relativa de um poço injetor e um poço produtor para ilustrar as desvantagens de não levar em consideração a direção da tensão dominante ao planejar a colocação relativa de poços injetores e poços produtores;
A figura 2 mostra uma colocação de poço injetor e de poço produtor de acordo com configurações da invenção;
A figura 3 mostra uma plotagem de risco de perfuração como uma função de ângulo da direção de perfuração em relação à direção de tensão predominante;
A figura 4 mostra uma formação de produção de hidrocarbonetos abaixo de uma superfície, e como os furos de sondagem são perfurados de acordo quando não levando tensões em consideração; A figura 5 mostra pontos de tomada e/ou pontos de injeção na
formação como na figura 4, porém com trajetórias de furo de sondagem para os pontos de tomada e/ou pontos de injeção selecionados de acordo com algumas configurações;
A figura 6 mostra um método de acordo com algumas configurações; e
A figura 7 mostra um sistema de computador de acordo com algumas configurações. NOTAÇÃO E NOMENCLATURA
Certos termos são utilizados através de toda a descrição a seguir e reivindicações para se referirem a componentes particulares do sistema. Este documento não tem a intenção de distinguir entre componentes que diferem em nome, porém não em função.
Na discussão a seguir e nas reivindicações, os termos "incluindo " e "compreendendo" são utilizados em uma maneira aberta, e isto deveria ser interpretado para significar "incluindo porém não limitado a...". Também o termo "acoplam" ou "acopla" é projetado para significar uma conexão direta ou indireta. Assim, se um primeiro dispositivo se acopla a um segundo dispositivo, a conexão pode ser através de uma conexão direta ou através de uma conexão indireta por meio de outros dispositivos e conexões. DESCRIÇÃO DETALHADA DAS CONFIGURAÇÕES PREFERENCIAIS
As diversas configurações da invenção são orientadas para métodos e sistemas para determinar colocação de ponto de tomada ("poços produtores") e colocação de poço injetor (por exemplo, para recuperação secundária utilizando injeção de água), onde a determinação leva em consideração tensão ao longo do reservatório e outras características de reservatório não apenas na colocação inicial, mas também durante o tempo de vida da produção a partir da formação. Descrito de outra maneira, os diversos métodos e sistemas tomam uma abordagem holística para colocação de poço produtor e completação, bem como uma abordagem holística para a colocação de poço injetor e completação para reduzir custos e aumentar a produção sobre métodos de colocação precedentes e/ou para assegurar a produção financeiramente viável durante a vida esperada do campo. Para reunir as diversas idéias abordadas nas configurações da invenção, o relatório descritivo aborda considerações individuais com o entendimento que algumas ou todas das considerações individuais são consideradas na abordagem holística. As considerações individuais começam com tensão de formação, uma vez que ela está relacionada à colocação de poço injetor.
Embora todas as formações de hidrocarbonetos subterrâneas estejam sob alguma forma de tensão, em alguns casos a tensão não tem um componente predominante ou direção predominante. Isto é, por exemplo, a tensão de compressão horizontal na direção norte-sul sentida por um volume unitário de formação de hidrocarbonetos pode ser aproximadamente a mesma que a tensão de compressão horizontal na direção leste-oeste, e a tensão de compressão vertical pode ser aproximadamente a mesma que as tensões horizontais. Em ainda outras formações de hidrocarbonetos a tensão pode ter um componente ou uma direção predominante, e assim pode apresentar o que é denominado anisotropia de tensão. Por exemplo, um volume unitário particular de formação de hidrocarbonetos pode estar sob uma tensão de falha de ruptura que tende a cisalhar o volume unitário da formação de hidrocarbonetos em um plano horizontal. Formações tendem a fraturar mais facilmente na direção da tensão predominante e, de acordo com algumas configurações, tensão é levada em consideração quando decidindo a colocação de poço injetor.
A figura 1 mostra um poço injetor e um poço produtor em colocação relativa para ilustrar as desvantagens de não levar em consideração a direção de tensão predominante ao planejar a colocação relativa de poços injetores e poços produtores. Em particular, a figura 1 ilustra três furos de sondagem em uma formação de hidrocarbonetos: dois fiiros de poço injetor 12 e 14; e um furo de sondagem de poço produtor 16. Na ilustração da figura 1 todo os três furos de sondagem residem no mesmo plano horizontal. A direção de tensão dominante nesta ilustração é paralela ao plano horizontal, como mostrado pelas coordenadas 18 (Smax sendo a direção de tensão predominante e Smim sendo a direção de tensão não predominante). Quando a água sob alta pressão é injetada para o interior de cada furo de sondagem de poço injetor 12 e 14 na situação da figura 1, a formação tende a fraturar ao longo do plano horizontal. Em outras palavras, e em parte relevante, a formação tende a fraturar na direção do furo de sondagem do poço produtor 16. Fratura de uma formação aumenta a permeabilidade na direção da fratura e assim a distância física da varredura de água no sentido do furo de sondagem do poço produtor 16 a partir de cada um dos furos de sondagem de poço injetor 12 e 14 será maior do que a distância física da varredura de água perpendicular ao plano horizontal como ilustrado pelas setas 17 e 19. Assim é provável irrupção de água mais cedo no poço produtor.
A figura 2 ilustra uma colocação de poço injetor e de poço produtor de acordo com configurações da invenção, onde a colocação relativa leva em consideração a direção de tensão dominante. Em particular, a figura 2 ilustra três furos de sondagem em uma formação de hidrocarbonetos: dois furos de sondagem de poço injetor 20 e 22 e um furo de sondagem de poço produtor 24. Na ilustração da figura 2 todos os três furos de sondagem residem no mesmo plano horizontal, contudo, a direção de tensão dominante nesta ilustração é perpendicular ao plano horizontal, como mostrado pelas coordenadas 26. Quando a água sob alta pressão é injetada para o interior de cada furo de sondagem de poço em injetor 20 e 22, a formação tende a fraturar perpendicularmente ao plano horizontal. Em outras palavras, a formação tende a fraturar perpendicular à direção do furo de sondagem do poço produtor 24. A fratura aumenta a permeabilidade na direção da fratura, e assim a distância física da varredura de água para fora a partir de cada um dos furos de sondagem de poço injetor 21 e 22 será maior do que a distância física da varredura de água no sentido do poço produtor, como ilustrado pelas setas 27 e 29. Assim, irrupção de água no poço produtor tem menos probabilidade para o mesmo espaçamento de centro a centro da figura 1, e a varredura de água no sentido do fiiro de sondagem do poço produtor 24 tem um espalhamento vertical maior. Assim a ação de varredura da recuperação secundária que utiliza injeção de água é mais eficiente, e a possibilidade de irrupção de água é menos provável, uma vez que a direção da fratura é perpendicular ao plano onde residem os furos de sondagem injetor e produtor.
Nas ilustrações das figuras 1 e 2 a direção de tensão dominante é horizontal e vertical; contudo, direções de tensão dominantes horizontal e vertical são meramente ilustrativas. A direção de tensão dominante pode estar em qualquer orientação, e assim não se deveria avaliar que ter poços produtor e injetor em um plano horizontal é sempre a orientação adequada. Ter os poços produtor e injetor no mesmo plano horizontal poderia ser a orientação adequada se a direção de tensão dominante fosse vertical. Ainda mais genericamente, e de acordo com configurações da invenção, como para poços injetores e poços produtores que residem no mesmo plano a direção de tensão dominante da formação deveria ser substancialmente perpendicular ao plano. O relatório descritivo agora se volta para considerações relacionadas a falhas.
Falhas subterrâneas podem ser tectônicas por natureza (por exemplo, a falha de San Andreas que corre substancialmente através da Califórnia), ou as falhas subterrâneas podem ser mais localizadas. A despeito da escala, uma falha representa uma instabilidade geológica real ou potencial. Falhas localizadas dentro ou próximas de um reservatório de hidrocarbonetos são inativas, na maior parte dos casos, desde que não haja mudanças físicas importantes em formações circundantes. Contudo, na presença de mudanças físicas (por exemplo, pressão reduzida de qualquer lado da falha provocada pela remoção de hidrocarbonetos, uma tentativa para realizar recuperação secundária na forma de injeção de água onde a água é forçada a através da falha), a falha localizada pode se tornar ativa. Assim, as diversas configurações da invenção levam em consideração falhas próximas a, ou dentro de uma formação de hidrocarbonetos ao determinar as localizações de poços produtores e poços injetores. Por exemplo, nenhuma porção de um furo de sondagem, seja para um poço produtor um poço injetor, deveria cruzar uma falha localizada, em especial se diversas modelagens (por exemplo, modelagem de reservatório, modelagem geomecânica e/ou modelagem de material) indicam que movimento de falha é provável durante a vida de produção do reservatório. Além disto, colocação de poço injetor em relação à colocação de poço produtor de acordo com algumas configurações levam em consideração falhas localizadas. Em particular, para evitar a instabilidade associada com as falhas localizadas, de acordo com algumas configurações poços injetores são posicionados de tal modo que nenhuma falha exista entre os poços injetores e um ou mais poços de produção no sentido dos quais o poço injetor varre. Ainda mais, as falhas localizadas em uma formação de hidrocarbonetos podem produzir regimes de tensão variáveis de forma selvagem, e de acordo com configurações da invenção a colocação relativa de poços produtores e poços injetores pode variar sobre a formação. Por exemplo, em uma porção da formação os poços injetores podem estar fisicamente acima e abaixo dos poços produtores no sentido dos quais eles varrem, e ainda em uma outra porção da formação os poços injetores podem residir dentro do mesmo plano horizontal, tudo uma função de tensão na formação provocada por deslocamentos geológicos nas falhas localizadas.
Resumindo antes de continuar, a colocação de poço produtor e de poço injetor de acordo com configurações da invenção, leva em consideração não somente as características do reservatório que ditam o melhor ponto de tomada, mas também leva em consideração o regime de tensão variável inicial e variável com o tempo na formação, bem como considerações de falha local.
O relatório descritivo agora se volta para considerações de completações. Uma completação é a interface física entre o furo de sondagem e a formação. Completações assumem diversas formas. Por exemplo, quando as propriedades da formação permitem, a completação pode ser meramente o próprio furo de sondagem (nenhuma tubulação ou revestimento). Em outras situações a completação pode ser um revestimento fendilhado para permitir escoamento de hidrocarbonetos para o interior do revestimento, porém com o revestimento ainda fornecendo algum suporte estrutural. Ainda em outras situações um revestimento pode estar presente, com o revestimento perfurado em direções particulares em uma tentativa para aumentar a produção de hidrocarbonetos a partir de direções particulares. Em outras situações a completação pode ser um engaxetamento de cascalho na extremidade terminal do furo de sondagem. Em situações onde a permeabilidade inicial ou futura da formação é uma preocupação, a completação pode envolver o fraturamento hidráulico da formação que circunda o furo de sondagem e, em alguns casos inserção hidráulica de um agente de sustentação para o interior da formação, para ajudar a assegurar permeabilidade continuada a despeito da compactação da formação. Todas estas variações para completações podem ser aplicadas em furos de sondagem orientados verticalmente, furos de sondagem de ângulo elevado, ou furos de sondagem horizontais, como ditar a situação particular. A Publicação de Pedido de Patente US consignada de maneira comum e também pendente Número 2004/012640 intitulada "System and process for optimal selection of hydrocarbon completion type and design (Sistema e processo para a seleção ótima de tipo e projeto de completação de
hidrocarbonetos), agora Patente US Número_, aqui incorporada para
referência como se reproduzida abaixo na totalidade, discute seleção de completação para poços produtores, inclusive considerações tais como mecanismos prováveis de falha (por exemplo, compactação do reservatório, falha de cisalhamento, falha de reativação, e escoamento multifásico de hidrocarbonetos) e requisitos de completação (por exemplo, a exclusão e anulação de areia e gerenciamento de areia retardada). Descrito de outra maneira a Patente anteriormente mencionada discute considerações para escolher uma orientação e desvio ótimos (que em conjunto podem ser referidas como trajetória e/ou direção), bem como escolher um tipo de completação ótimo para um poço produtor.
De acordo com no mínimo algumas configurações, em adição a tomar decisões voltadas para tipos de completação para poços produtores, decisões similares são feitas para os poços injetores. Na técnica relacionada mecanismos de falha não são levados em consideração ao escolher tipos de completação para poços injetores e assim, na maior parte dos casos a completação mais econômica é selecionada. Assim, de acordo com algumas configurações, o mecanismo de falha potencial para poços produtores que se deve tentar enfrentar com base no tipo de completação, também afeta poços injetores. Além disto, de acordo com algumas configurações, as considerações secundárias de gerenciamento de areia também são levadas em consideração. No caso de um poço injetor, contudo, a preocupação de gerenciamento de areia não é produção de areia mas, ao invés disso, formação de tamponamento e permeabilidade de formação reduzida provocada por areia e outros "finos" (materiais de grão fino). Se a completação do poço injetor não reduz ou elimina areia e produção de finos, a injeção de água através do poço injetor carrega a areia e finos para o interior da formação, os quais se alojam e reduzem a permeabilidade. A permeabilidade reduzida reduz assim a capacidade de água injetada migrar dentro da formação é afeta de maneira adversa a capacidade de varredura do poço injetor. Assim, de acordo com configurações da invenção, um ou mais dos diversos modelos (por exemplo, modelo de reservatório, modelo geomecânico e modelo de material), e os critérios discutidos acima, são utilizados para selecionar a localização, orientação, desvio e tipo de completação para os poços injetores que proporcionem o risco mínimo e o retorno máximo no investimento para o reservatório global durante a vida do reservatório. Tendo discutido agora a abordagem holística para a colocação
de poço produtor e de poço injetor levando em consideração tensão de formação, considerações de falha e completação, a atenção se volta agora para considerações de perfuração. Na técnica relacionada, pontos de tomada são determinados e o perfurador então determina o plano o mais efetivo em custo para obter furos de sondagem a partir da superfície até cada um dos pontos de tomada. O plano o mais efetivo em custo é, na maior parte dos casos, selecionar o centro de perfuração centralizado sobre a formação e perfurar furos de sondagem para cada ponto de tomada. Assim, na técnica relacionada, os furos de sondagem são engenheirados a partir da superfície até o ponto de tomada. Contudo, tensão nas formações de hidrocarbonetos bem como em formações acima da formação de hidrocarbonetos (re-aterro) afetam o risco de perfuração como uma função de direção de perfuração em relação à direção de tensão dominante. Em particular, o risco de o furo de sondagem cavar para dentro e esfacelamento substancial de parede aumenta quando a direção de perfuração se aproxima da direção de tensão dominante.
A figura 3 ilustra uma plotagem de risco de perfuração 30 como uma função de ângulo da direção de perfuração em relação à direção de tensão dominante (com peso de fluido de perfuração e, portanto, pressão furo abaixo mantida constante. Na origem (zero graus ou a direção de perfuração perfeitamente alinhada com a direção de tensão dominante), o risco de perfuração de falhas de furo de sondagem induzidas por tensão está em um máximo. Quando a direção muda em relação à tensão dominante, o risco de perfuração de falhas de furo de sondagem induzidas por tensão também cai, com o risco mínimo de falha de furo de sondagem induzida por tensão ocorrendo quando a direção de perfuração é perpendicular à direção de tensão dominante. A ilustração da figura 3 admite um regime de tensão bidimensional para finalidade de explicação simplificada. Contudo, a idéia da figura 3 progride para espaço tridimensional com risco de perfuração de falha de furo de sondagem induzida por tensão estando em um máximo na direção de tensão dominante tridimensional. A discussão em relação à figura 3 também admite um peso de fluido de perfuração constante; contudo, risco de falhas de furo de sondagem induzidas por tensão pode também ser temperado por peso do fluido de perfuração aumentado (e, portanto, a pressão furo abaixo mais elevada que empurra contra as paredes). A figura 3 mostra a relação entre o risco e o peso do fluido de perfuração pela linha tracejada 32. Em particular, a linha tracejada 32 ilustra o risco relacionado à tensão com um peso aumentado de fluido de perfuração.
Agora levando em consideração o risco de perfuração como uma função de direção de tensão dominante, considere a figura 4 que ilustra uma formação de hidrocarbonetos 34 abaixo de uma superfície 36, e que também ilustra como os furos de sondagem são perfurados de acordo com a técnica relacionada. Uma pluralidade de furos de sondagem laterais 38 se estendem para o interior da formação 34 e nos pontos de tomada pré- selecionados e/ou pontos de injeção todos ramificando a partir de um único furo de sondagem vertical 40 centralizado acima da formação 34. Ainda mais, considere que na situação ilustrativa da figura 4 a tensão dominante nas formações de re-aterro (não especificamente mostrada) é como ilustrada pelas coordenadas 42. Assim, o risco associado com a pluralidade de furos de sondagem laterais 38 é mais elevada, em alguns casos significativamente mais elevada, devido ao "momentum" histórico de colocar o único furo de sondagem vertical 40 centralizado sobre a formação e perfurar no sentido de cada ponto de tomada e/ou ponto de injeção. Além disto, selecionar a trajetória de furo de sondagem desta maneira não leva em consideração as orientações de completação otimizadas como discutido acima.
De acordo com no mínimo algumas configurações da invenção, os furos de sondagem para alcançarem os pontos de tomada e os pontos de injeção são engenheirados começando nos respectivos pontos de tomada e pontos de injeção com a seleção com o engenheiramento/seleção de rotas levando em consideração a orientação preferencial das completações, bem como a tensão dominante na formação de re-aterro. Engenheirar furos de sondagem e/ou selecionar caminhos para os furos de sondagem desta maneira diz que em situações onde a formação de re-aterro tem uma direção de tensão dominante, o centro de perfuração pode não corresponder ao centro físico da formação. Ao invés disto, o centro de perfuração pode ser deslocado na direção da tensão não dominante. Embora tal deslocamento encolha alguns furos de sondagem ele alonga outros furos de sondagem; contudo, o risco de perfuração associado substancialmente com cada furo de sondagem pode ser reduzido devido à direção de perfuração em relação à direção de tensão dominante nas formações.
A figura 5 ilustra pontos de tomada e/ou pontos de injeção na formação como na figura 4, porém neste caso (e aplicando as diversas configurações da invenção) o furo de sondagem vertical 42 é deslocado na direção da tensão não dominante de tal modo que, como um todo, os furos de sondagem laterais são perfurados de tal maneira a reduzir o risco de falha de furo de sondagem induzida por tensão. A figura 5 também ilustra que a direção de perfuração preferida (perpendicular à tensão dominante) pode não ser a orientação de completação preferida e assim, alguma perfuração em uma direção não preferida deve ser tolerada para acomodar orientações de completação particulares determinadas antes da perfuração. Utilizando esta metodologia, contudo, o comprimento dos furos de sondagem perfurados na direção de risco mais elevado é reduzido sobre a abordagem de teia de aranha da técnica relacionada, e o risco de perfurar nas direções de risco mais elevado pode ser mitigado por controle cuidadoso do peso de fluido de perfuração, como discutido acima.
A figura 6 ilustra um método de acordo com configurações da invenção. Em particular, a figura 6 ilustra um método que amarra juntas as considerações individuais discutidas acima. O método começa (bloco 600) e se move para reunir dados relacionados à formação de hidrocarbonetos e formações de re-aterro (bloco 604). Em situações onde a formação de hidrocarbonetos sob pesquisa é uma formação a partir da qual hidrocarbonetos nunca foram produzidos, a reunião de dados pode ser a partir de dados sísmicos ou dados relacionados à formações vizinhas que acreditam- se ser de caráter similar. Em outras configurações um poço de teste ou de exploração pode ser perfurado na formação de hidrocarbonetos e dados podem ser reunidos utilizando "registrar ao perfurar", "medir ao perfurar", ferramentas com linha de cabo, amostras de núcleo, e similares. Os dados reunidos podem ser dados tais como regimes de tensão de formação e de re- aterro, a presença e proximidade de falhas, porosidade da formação, a resistência de rocha e permeabilidade de rocha. Ainda em outras configurações, o método pode ser aplicado a formações de hidrocarbonetos envelhecidas cuja produção caiu, e assim dados dos tipos discutidos acima podem estar facilmente disponíveis.
A despeito de como os dados relativos à formação e re-aterro são reunidos, o regime de tensão na formação de hidrocarbonetos e re-aterro é analisado (bloco 608), e baseado, no mínimo em parte, na análise, modelos de reservatório e/ou modelos geológicos são construídos com os modelos levando em consideração o regime de tensão inicial e falha local e não local (bloco 612). A partir do um ou mais modelos a tensão variável com o tempo que pode ser esperada ocorrer na formação de hidrocarbonetos é determinada (bloco 616), possivelmente juntamente com outras características de reservatório (por exemplo, capacidade de hidrocarbonetos, vazão de produção esperada).
Com base nos modelos e as predições de tensão variável com o tempo, os pontos de tomada e os pontos de injeção, se alguns, são selecionados (bloco 620) Pontos de tomada são selecionados com base nos modelos para alcançar a produção a mais volumosa e/ou a remoção de hidrocarbonetos a mais eficiente, a partir da formação de hidrocarbonetos. De maneira relacionada, pontos de injeção para a recuperação secundária (mesmo se os poços reais não são perfurados para mais tarde na vida do campo(por exemplo anos três até cinco)) são selecionados para alcançar um ou mais dentre a produção a mais volumosa e/ou a remoção de hidrocarbonetos a mais eficiente.
Ainda fazendo referência à figura 6, uma vez que os pontos de tomada e os pontos de injeção estejam determinados, a orientação, desvio e tipo de completação para cada ponto de tomada e cada ponto de injeção são determinados (bloco 624). A Patente consignada de maneira comum e também pendente intitulada "System and process for optimal selection of hydrocarbon completion type and design" (Sistema e processo para a seleção otimizada de tipo e projeto de completação para hidrocarbonetos) discute em detalhe a determinação com relação à orientação, desvio e tipo de completação para pontos de tomada. Além disto, de acordo com configurações da invenção, a mesma determinação de orientação, desvio e tipo de completação é feita com relação a pontos de injeção para a recuperação secundária. Outras considerações que afetam colocação de pontos de injeção são também consideradas tais como a direção da tensão dominante e a localização de falha local.
Finalmente, uma vez que os pontos de tomada e os pontos de injeção estejam determinados, e a orientação e desvio estejam determinados, as diversas trajetórias de furo de sondagem para alcançarem os pontos de tomada e pontos de injeção são engenheiradas (bloco 628) levando em consideração tensão na formação e re-aterro, inclusive colocação do furo central, se utilizado, em uma posição descentralizada do centro da formação. Daí em diante o processo termina (bloco 632). A ilustração da figura 6 aparece como uma interação única, contudo em situações onde somente dados parciais são utilizados para tomar as diversas decisões do método (por exemplo, onde nenhum poço exploratório está perfurado), quando novos e melhores dados se tornam disponíveis (por exemplo, durante o processo de perfuração), o método pode ser introduzido novamente e decisões anteriores reavaliadas e trocadas com base em dados novos e/ou melhores.
Um processo para selecionar completação e projeto de poço como descrito aqui pode ser implementado no todo ou em parte em uma variedade de diferentes sistemas de computador. A figura 7 ilustra um sistema de computador adequado para implementar as diversas configurações da presente invenção. O sistema de computador 700 compreende um processador 702, também referido como unidade de processamento central ou CPU, que é acoplado a dispositivos de memória tais como dispositivos de armazenagem primária 704, por exemplo, uma memória de acesso randômico, ou RAM, e dispositivos de armazenagem primária 706, por exemplo, uma memória somente de leitura ou ROM. A ROM atua para transferir dados e instruções de maneira unidirecional para o processador 702 enquanto a RAM é utilizada para transferir dados e instruções em uma maneira de bidirecional. Ambas, a RAM 704 e a ROM 706 podem ser considerados meios legíveis por computador. Um meio de armazenagem secundária 708, por exemplo, dispositivo de memória de massa, é também acoplado de maneira bidirecional ao processador 702 e fornece capacidade de armazenagem de dados adicional. O dispositivo de memória de massa 708 também pode ser considerado um meio legível por computador que pode ser utilizado para armazenar programas e dados. O dispositivo de memória de massa 708 pode ser um meio de armazenagem tal como uma memória não volátil, por exemplo, disco rígido ou uma fita que na maior parte dos casos tem tempos de acesso mais lentos do que a RAM 704 e a ROM 706. Um dispositivo de armazenagem primária específico 708 tal como ou um CD-ROM, também pode passar dados de maneira unidirecional para o processador 702.
O processador 702 é também acoplado a um ou mais dispositivos de entrada/saída 710, por exemplo, monitores de vídeo, esferas rolantes, mouses, teclados, microfones, mostradores sensíveis a toque, leitores de cartão transdutores, leitores de fita magnética ou papel, mesas, canetas, reconhecedoras de voz ou de escrita, ou outros computadores. Finalmente, o processador também pode ser acoplado a um computador ou rede de telecomunicações utilizando uma conexão de rede 712. Com conexão de rede 712, é considerado que o processador pode receber informação a partir da rede ou pode dar saída a informação para a rede no decurso de realização do processo de acordo com as diversas configurações. Tais informações, que são muitas vezes representadas como uma seqüência de instruções a serem executadas pelo processador 702, podem ser recebidas de e saídas para a rede, por exemplo, na forma de um sinal de dados de computador configurado em uma onda portadora. A discussão acima pretende ser ilustrativa dos princípios e diversas configurações da presente invenção. Inúmeras variações e modificações se tornarão evidentes para aqueles versados na técnica, uma vez que a divulgação acima seja completamente apreciada. É intenção que as reivindicações a seguir sejam interpretadas para abranger todas tais variações e modificações.
Claims (22)
1. Método para planejar extração de hidrocarbonetos de uma formação de hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender modelar uma formação de hidrocarbonetos sob condições de produção esperadas; determinar a partir do modelo tensões variáveis com o tempo esperadas da formação de hidrocarbonetos; selecionar parâmetros de completação para um ponto de tomada, a seleção levando em consideração as tensões variáveis com o tempo esperadas; e então selecionar uma trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada para o ponto de tomada, a trajetória de furo de sondagem de superfície até o ponto de tomada selecionada com base na direção de tensão dominante de uma formação através da qual o furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada deve penetrar; e então perfurar a partir da superfície até o ponto de tomada com base na trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender: selecionar parâmetros de completação para um ou mais pontos de injeção; e então selecionar uma trajetória de furo de sondagem de superfície até o ponto de injeção para o um ou mais pontos de injeção, a trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de injeção selecionada com base na direção de tensão dominante de uma formação através da superfície até o ponto de injeção que o furo de sondagem deve penetrar; e então perfurar a partir da superfície até o um ou mais pontos de injeção com base na trajetória do furo de sondagem da superfície até o ponto de injeção.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de selecionar parâmetros de completação ainda compreender: selecionar uma trajetória para o ponto de tomada com base em uma direção de tensão dominante na formação de hidrocarbonetos; e selecionar uma trajetória para o um ou mais pontos de injeção com base em uma direção de tensão dominante na formação de hidrocarbonetos; no qual a trajetória de ponto de tomada e a uma ou mais trajetórias de ponto de injeção residem em um plano e no qual o plano é substancialmente perpendicular à direção de tensão dominante.
4. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de selecionar parâmetros de completação para o um ou mais pontos de injeção ainda compreender selecionar um ou mais dentre o grupo que consiste de: orientação, desvio e tipo de completação.
5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de selecionar a trajetória do furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada ainda compreender selecionar um centro de perfuração deslocado de um centro horizontal da formação de hidrocarbonetos, o deslocamento na direção da tensão não dominante de uma formação através da qual o furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada deve penetrar.
6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender: selecionar uma localização para o ponto de tomada com base na proximidade de falhas em na proximidade das falhas até a formação de hidrocarbonetos; e selecionar localizações para o um ou mais pontos de injeção com base na proximidade de falhas em e na proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; e no qual o ponto de tomada e ou um ou mais pontos de injeção são selecionados de tal modo que uma varredura de água a partir do um ou mais pontos de injeção no sentido do ponto de tomada não cruza uma falha.
7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender: selecionar uma localização para o ponto de tomada com base na proximidade de falhas em e na proximidade de para a formação de hidrocarbonetos; e selecionar localizações para o um ou mais pontos de injeção com base em proximidade de falhas em e na proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; no qual o ponto de tomada e o um ou mais pontos de injeção são selecionados de tal modo que uma varredura de água a partir do um ou mais pontos de injeção no sentido do ponto de tomada não ativa de maneira substancial ou reativa uma falha.
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de selecionar parâmetros de completação para os pontos de tomada ainda compreender selecionar o um ou mais dentre o grupo que consiste de orientação, desvio e tipo de completação.
9. Meio legível por computador, caracterizado pelo fato de que armazena um programa que quando executado por um processador faz com que o processador: selecione parâmetros de completação para um ponto de tomada de uma formação de hidrocarbonetos, a seleção de parâmetros de completação levando em consideração as tensões variáveis com o tempo esperadas na formação de hidrocarbonetos; e então selecione uma trajetória de furo de sondagem do ponto de tomada até a superfície, a trajetória de furo de sondagem do ponto de tomada até a superfície selecionada com base na direção de tensão predominante de uma formação através da qual o furo de sondagem do ponto de tomada até a superfície deve penetrar.
10. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o programa ainda fazer com que o processador: modele a formação de hidrocarbonetos sob condições de produção esperadas; e determine a partir do modelo a tensão variável com o tempo esperada da formação de hidrocarbonetos.
11. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o programa ainda fazer com que o processador: selecione parâmetros de completação para um ou mais pontos de injeção; e então selecione uma trajetória de furo de sondagem do ponto de injeção até a superfície para o um ou mais pontos de injeção, a trajetória de furo de sondagem do ponto de injeção até a superfície selecionada com base na direção de tensão predominante de uma formação através da qual o furo de sondagem do ponto de injeção até a superfície deve penetrar.
12. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de quando o processador seleciona parâmetros de completação o programa faz com que o processador: selecione uma trajetória para o ponto de tomada com base em uma direção de tensão dominante na formação de hidrocarbonetos; e selecione uma trajetória para o um ou mais pontos de injeção para residirem em um plano com a direção do ponto de tomada e no qual o plano é substancialmente perpendicular à direção de tensão dominante.
13. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de quando o processador seleciona parâmetros de completação para um ou mais pontos de injeção, o programa faz com que o processador selecione um ou mais dentre o grupo que consiste de orientação, desvio e tipo de completação.
14. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de quando o processador seleciona a trajetória do furo de sondagem do ponto de tomada até a superfície o programa faz com que o processador selecione um centro de perfuração deslocado de um centro horizontal da formação de hidrocarbonetos, o deslocamento na direção da tensão não dominante de uma formação através da qual o furo de sondagem de ponto de tomada até a superfície deve penetrar.
15. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o programa ainda fazer com que o processador: selecione uma localização para o ponto de tomada com base na proximidade de falhas na e proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; e selecione localizações para o um ou mais pontos de injeção com base na proximidade de falhas na e proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; no qual o ponto de tomada e o um ou mais pontos de injeção são selecionados de tal modo que uma varredura de água a partir de um ou mais pontos de injeção no sentido do ponto de tomada não cruza uma falha.
16. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o programa ainda fazer com que o processador selecione uma localização para o ponto de tomada com base na proximidade de falhas na e proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; e selecione localizações para o um ou mais pontos de injeção com base em proximidade de falhas na e em proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; no qual o ponto de tomada e o um ou mais pontos de injeção são selecionados de tal modo que uma varredura de água a partir do um ou mais pontos de injeção no sentido do ponto de tomada não ativa ou relativa uma falha.
17. Meio legível por computador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que quando o processador seleciona parâmetros de completação para os pontos de tomada, o programa faz com que o processador selecione um ou mais dentre o grupo que consiste de orientação, desvio e tipo de completação.
18. Sistema de computador, caracterizado pelo fato de compreender: um processador; uma memória acoplada ao processador; no qual o processador é configurado para: selecionar parâmetros de completação para um ponto de tomada de uma formação de hidrocarbonetos, a seleção de parâmetros de completação levando em consideração a tensão variável com o tempo esperada na formação de hidrocarbonetos; e então selecionar uma trajetória de furo de sondagem de superfície até o ponto de tomada para o ponto de tomada, a trajetória de furo de sondagem de superfície até o ponto de tomada selecionada com base na direção de tensão dominante de uma formação através da qual o furo de sondagem da superfície até o ponto de tomada deve penetrar e a trajetória do ponto de tomada.
19. Sistema de computador de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de o processador ser ainda configurado para: selecionar parâmetros de completação para um ou mais pontos de injeção; e então selecionar uma trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de injeção para o um ou mais pontos de injeção, a trajetória de furo de sondagem da superfície até o ponto de injeção selecionada com base na direção de tensão dominante de uma formação através da qual o furo de sondagem da superfície até o ponto de injeção deve penetrar e a trajetória do ponto de injeção.
20. Sistema de computador de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de ao selecionar parâmetros de completação o processador ser ainda configurado para: selecionar um curso para o ponto de tomada com base em uma direção de tensão dominante na formação de hidrocarbonetos; e selecionar um curso para o um ou mais pontos de injeção para residirem em um plano com o curso do ponto de tomada e no qual o plano é substancialmente perpendicular à direção de tensão dominante na formação de hidrocarbonetos.
21. Sistema de computador de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de o processador ser ainda configurado para selecionar uma localização para o ponto de tomada com base na proximidade de falhas na e proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; e selecionar localizações para o um ou mais pontos de injeção com base na proximidade de falhas na e na proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; no qual o ponto de tomada e o um ou mais pontos de injeção são selecionados de tal modo que uma varredura de água a partir do um ou mais pontos de injeção no sentido do ponto de tomada não cruza uma falha.
22. Sistema de computador de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de o método ainda compreender: selecionar uma localização para o ponto de tomada com base na proximidade de falhas na e em proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; e selecionar localizações para o um ou mais pontos de injeção com base na proximidade de falhas na e em proximidade de falhas até a formação de hidrocarbonetos; e no qual o ponto de tomada e o um ou mais pontos de injeção são selecionados de tal modo que uma varredura de água a partir do um ou mais pontos de injeção no sentido do ponto de tomada não ativa ou reativa uma falha.
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