ES2637023T3

ES2637023T3 - Sistema y método para monitorizar un pozo

Info

Publication number: ES2637023T3
Application number: ES10746941.3T
Authority: ES
Inventors: Philippe Legrand; Graeme Young; Thomas N. Hendryx
Original assignee: Baker Hughes Inc
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 2009-02-27
Filing date: 2010-02-26
Publication date: 2017-10-10
Anticipated expiration: 2030-02-26
Also published as: CA2753420C; US20100219334A1; WO2010099484A2; EP2401475A4; EP2401475A2; WO2010099484A3; US8937280B2; EP2401475B1; US8476583B2; WO2010099484A4; US20130266039A1; CA2753420A1

Abstract

Un sistema (20) para monitorizar una perforación (14) en una formación (16) terrestre, que comprende: una sarta (12) de perforación configurada para estar dispuesta dentro de la perforación (14), la sarta (12) de perforación configurada para dirigir un fluido en una formación (16) terrestre para almacenar en la formación (16) terrestre, el fluido que incluye dióxido de carbono; al menos un sensor (40) de fibra óptica dispuesto en la sarta (12) de perforación en una posición fijada con respecto a la sarta (12) de perforación, el sensor (40) de fibra óptica que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas en el mismo a lo largo de la longitud del sensor (40) de fibra óptica, la pluralidad de unidades de medida configuradas para provocar un desplazamiento de longitud de onda en una señal de interrogación recibida en al menos un sensor (40) de fibra óptica debido a al menos una de, una tensión y una deformación de la sarta (12) de perforación; y al menos un sensor de temperatura configurado para medir una temperatura una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud del sensor (40) de fibra óptica, el sistema (20) está caracterizado porque un procesador configurado para transmitir la señal de interrogación al al menos un sensor (40) de fibra óptica, calcula al menos una de, la tensión y la deformación basándose en el desplazamiento de longitud de onda, identificar una o más regiones de tensión elevadas, y correlacionar medidas de temperatura con las regiones de tensión elevada para identificar una fuga de fluido en al menos una de, la sarta (12) de perforación y la formación (16).

Description

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

DESCRIPCION

Sistema y metodo para monitorizar un pozo Antecedentes

Los pozos y formaciones subterraneas estan a menudo sujetos a una deformacion a lo largo del tiempo. El resultado de dicha deformacion puede ser la perdida de zonas de produccion, la perdida de un pozo o una fuga de una formacion. La habilidad de detectar la deformacion en un pozo y/o una formacion puede ser util para alertar de un colapso o pandeo inminente, y para permitir cambios en la practica de produccion y/o en la accion correctiva. Se pueden utilizar tecnicas de fibra optica para medir la tension y/o temperatura en un pozo. Dichas tecnicas pueden ser insuficientes para proporcionar, de forma efectiva, una indication completa de fugas u otro flujo de fluido en un pozo, una tuberla de revestimiento del pozo, una formacion o elementos asociados de un sistema subterraneo.

El documento US 2008/0047662 A1 da a conocer una sarta de sensores de tension interconectados aplicados a un objeto cillndrico para monitorizar la deformacion del objeto. La sarta de sensores de tension interconectados es aplicada en un patron de zigzag seleccionado. La sarta de sensores de tension interconectados puede comprender una fibra optica. Ademas, el objeto que se va a monitorizar puede ser un objeto tubular para su uso en una perforation.

Resumen

Un sistema para monitorizar una perforacion en una formacion terrestre incluye, una sarta de perforacion

configurada para estar dispuesta dentro de la perforacion, la sarta de perforacion configurada para dirigir un fluido en la formacion terrestre para almacenar en la formacion terrestre, el fluido que incluye dioxido de carbono; al menos un sensor de fibra optica dispuesto en la sarta de perforacion en una position fija con respecto a la sarta de perforacion, el sensor de fibra optica que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas en el mismo a lo largo de una longitud del sensor de fibra optica, la pluralidad de unidades de medida configuradas para provocar un desplazamiento de longitud de onda en una serial de interrogation recibida en el al menos un sensor de fibra optica

debido a al menos una de, una tension y una deformacion de la sarta de perforacion; y al menos un sensor de

temperatura configurado para medir una temperatura de una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud del sensor de fibra optica, el sistema que esta caracterizado por: un procesador configurado para transmitir la serial de interrogacion a al menos un sensor de fibra optica, calcular al menos una de, la tension y la deformacion basandose en el desplazamiento de longitud de onda, identificar una o mas regiones de tension elevada, y correlacionar medidas de temperatura con la regiones de tension elevada para identificar una fuga de fluido en al menos uno de, la sarta de perforacion y la formacion.

Un sistema para monitorizar una perforacion en una formacion terrestre incluye: una sarta de perforacion

configurada para estar dispuesta dentro de la perforacion, la sarta de perforacion configurada para dirigir un fluido entre la perforacion y la formacion terrestre; al menos un sensor de fibra optica dispuesto en la sarta de perforacion en una posicion fija con respecto a la sarta de perforacion y que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas en la misma a lo largo de la longitud del sensor de fibra optica, el al menos un sensor de fibra optica configurado para medir al menos una de, una tension y una deformacion en la sarta de perforacion; y al menos uno de, un sensor de detection de temperatura distribuida (DTS) y un sensor de detection de temperatura discreta distribuida (DDTS) dispuestos a lo largo de una longitud de la perforacion y configurados para medir una temperatura en una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud, el sistema que esta caracterizado por: un procesador configurado para interrogar al, al menos un sensor de fibra optica para generar perfil de tension de la sarta de perforacion basandose en al menos una de, la tension y la deformacion, interrogar al al menos uno de, el sensor DTS y el sensor DDTS para generar un perfil de temperatura basandose en la temperatura, calcular un efecto termico en el perfil de tension basandose en el perfil de temperatura, sustraer el efecto termico del perfil de tension para generar un perfil de tension flsico, identificar una o mas regiones de tension elevada en el perfil de tension flsica, e identificar una fuga de fluido en al menos una de, la sarta de perforacion y la formacion basandose en la al menos una region de tension elevada.

Un metodo de monitorizacion de una perforacion en una formacion terrestre incluye: disponer una sarta de perforacion dentro de la perforacion, la sarta de perforacion configurada para dirigir un flujo de fluido en la formacion terrestre para almacenar en la formacion terrestre, el fluido que incluye dioxido de carbono; transmitir una serial de interrogacion que tiene una longitud de onda nominal en al menos un sensor de fibra optica, el sensor de fibra optica dispuesto en la sarta de perforacion en una posicion fija con respecto a la sarta de perforacion y que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas dentro de la misma a lo largo de una longitud el sensor de fibra optica; y medir una temperatura en una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud del sensor de fibra optica, el metodo que esta caracterizado por: recibir una pluralidad de senales de retorno reflejadas por la pluralidad de unidades de medida y calcular al menos una de, una tension y una deformacion de la sarta de perforacion basandose en un desplazamiento de longitud de onda asociado con cada una de la pluralidad de senales de retorno, identificar una o mas regiones de tension elevada, y correlacionar las medidas de temperatura con las regiones de tension elevada para identificar una fuga de fluido en al menos una de, la sarta de perforacion y la formacion.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

Breve descripcion de los dibujos

Estas y otras caracterlsticas, aspectos y ventajas de la presente invencion se entenderan mejor cuando se lea la siguiente descripcion detallada con referencia a los dibujos que acompanan en los cuales caracteres similares representan partes similares a traves de los dibujos, en los que:

La figura 1 es una vista en seccion transversal de un sistema de perforation, evaluation, exploration y/o production de un pozo subterraneo; y

La figura 2 es una vista en seccion transversal de un ejemplo de modo de realization de un sistema de monitorizacion de una perforacion y/o una formation; y

La figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra un ejemplo de un metodo de monitorizacion de una perforacion y/o una formacion.

Descripcion detallada

Se proporcionan sistemas y metodos para monitorizar pozos y/o formaciones. En un modo de realizacion, los sistemas y metodos estan configurados para detectar un flujo de fluido tal como fugas en un pozo y/o una formacion. Ejemplos de formacion pueden incluir formaciones de hidrocarburos y/o reservorios de almacenamiento de dioxido de carbono (CO2). Por ejemplo, los sistemas y metodos son utilizados para ayudar en la detection de una fuga de CO2 dentro de un reservorio de almacenamiento de CO2 y/o dentro de un pozo asociado. En un modo de realizacion, el sistema incluye un dispositivo de medida de la tension de fibra optica distribuido que incluye, por ejemplo, uno o mas sensores de fibra optica de red de Bragg en fibra, embebidos en o de lo contrario dispuestos de forma fija en una sarta de perforacion en un sistema de captura y almacenamiento de carbono. En un modo de realizacion, los sistemas y metodos incluyen una combination de medidas desde un dispositivo de medida de tension de fibra optica distribuido, un sistema de medida de deteccion de temperatura distribuido (DTS) y/o un sistema de medida de deteccion de temperatura discreto distribuido (DDTS), o uno o mas calibradores de temperatura/presion configurados para monitorizar una perforacion y/o una formacion, por ejemplo, para detectar fugas u otro flujo de fluido en un pozo y/o una formacion. Por ejemplo, las medidas de temperatura y/o presion individuales pueden ser utilizadas en combinacion con las medidas DTS y/o DDTS, as! como con medidas de compresion, deformation y/o tension para proporcionar una representation completa de la integridad y cambios en una perforacion y/o una formacion, tal como un sistema de almacenamiento y retention de carbono.

Con referencia la figura 1, un ejemplo de modo de realizacion de un sistema 10 de perforacion, evaluacion, exploracion y/o produccion de un pozo incluye una sarta 12 de perforacion que es mostrada dispuesta en una perforacion 14 que penetra al menos en una formacion 16 terrestre durante una operation subterranea. La sarta 12 de perforacion incluye cualquiera de varios componentes para facilitar operaciones subterraneas. Tal y como se describe en el presente documento, una “perforacion” o “pozo” se refiere a un orificio unico que constituye todo o parte de un pozo perforado. Tal y como se describe en el presente documento “formaciones” se refieren a las distintas caracterlsticas y materiales que pueden ser encontrados en un entorno subterraneo y que rodean a la perforacion. En un modo de realizacion, la perforacion 14 es una perforacion revestida con tuberla que incluye una tuberla 18 de revestimiento. Un sistema 20 de monitorizacion de la perforacion y/o formacion esta dispuesto con la sarta 12 de perforacion y/o la tuberla 18 de revestimiento.

La sarta 12 de perforacion y/o la tuberla 18 de revestimiento incluyen, por ejemplo, una o mas secciones de tuberla o tubos en espiral que se extienden hacia abajo en la perforacion 14. La tuberla 18 de revestimiento esta hecha de cualquier material adecuado para soportar condiciones de fondo de pozo tal como presion, temperatura y action qulmica. Ejemplos de dichos materiales incluyen acero, acero al carbono tratado termicamente, acero inoxidable, aluminio, titanio, fibra de vidrio y otros materiales. En un modo de realizacion, la tuberla 18 de revestimiento incluye una pluralidad de segmentos de tuberla o juntas de tuberla de revestimiento conectadas entre si a traves de uniones roscadas u otros mecanismos de conexion. La tuberla 18 de revestimiento puede extenderse a lo largo de cualquier longitud de la perforacion. Por ejemplo, la perforacion 14 puede incluir una tuberla de revestimiento completa que se extiende desde una position de superficie o cercana a la superficie a una profundidad seleccionada o un revestimiento que he suspendido en la perforacion 14. En un modo de realizacion, la sarta 12 de perforacion y/o la tuberla 18 de revestimiento forman una inyeccion subterranea y o un sistema 10 de produccion.

La sarta 12 de perforacion esta limitada a una sarta de inyeccion o produccion. Por ejemplo, sistema y puede incluir un sistema 10 de perforacion y/o un conjunto de fondo de pozo (BHA). Varias herramientas de medida se pueden incorporar en el sistema para afectar a reglmenes de medida tal como aplicaciones de medida de llnea de conductores o aplicaciones de registro durante la perforacion (LWD). Ademas, el sistema 20 de monitorizacion no esta limitado a los modos de realizacion descritos en el presente documento, y puede estar dispuesto en cualquier portador adecuado. Un “portador” tal y como se describe en el presente documento significa cualquier dispositivo, componente de dispositivo, combinacion de dispositivos, medios y/o miembros que pueden ser utilizados para transportar, albergar, soportar o de otro modo facilitar el uso de otro dispositivo, componente de dispositivo, combinacion de dispositivos, medios y o miembro. Ejemplos de portadores no limitativos incluyen sartas de perforacion del tipo de tubo helicoidal, del tipo de tuberla unida y cualquier combinacion o portion de los mismos.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

Otros ejemplos de portadores incluyen tuberlas de revestimiento, ilneas de cable, sondas de ilnea de cable, sondas de cable recuperador, pesca con detonacion, adaptador de fondo de pozo, conjuntos de fondo de pozo y sartas de perforacion.

En un modo de realizacion, el sistema 10 que incluye mecanismos de aislamiento tal como empacadores 22 situados a boca de pozo y a fondo de pozo con respecto al menos una porcion seleccionada de la perforacion 14 para aislar de forma hidraulica la porcion seleccionada. La porcion aislada puede estar configurada como una zona 24 de inyeccion y/o production (referida en el presente documento como una “zona de inyeccion/produccion”) para permitir el flujo de gas u otros fluidos entre la formation 16 y la sarta 12 de perforacion y/o una position de superficie. Tal y como se describe en el presente documento, el “fluido” se refiere a gases tales como CO2, fluidos a fondo de pozo tales como fluidos de formacion y fluidos de perforacion o produccion, otros materiales que pueden fluir y cualquier combination de los mismos. Cualquier numero de zonas 24 de inyeccion/produccion se pueden formar en la perforacion 14. En un modo de realizacion, la zona de inyeccion/produccion incluye una o mas aberturas 25, tales como aberturas en la sarta 12 de perforacion y y/u orificios de fluido para permitir al fluido pasar entre la formacion 16 y la zona 24 de inyeccion/produccion.

En un modo de realizacion, el sistema 20 de monitorizacion esta dispuesto dentro de la zona 24 de inyeccion/produccion. Por ejemplo, el sistema 20 de monitorizacion esta dispuesto al menos parcialmente en una relation fija con respecto a la sarta 12 de perforacion y/o a la tuberla 18 de revestimiento en la zona 24 de inyeccion/ produccion o cualquier otra posicion seleccionada en la perforacion 14.

En un modo de realizacion, un conducto 26 de inyeccion tal como una sarta de tubos de inyeccion estan conectados en comunicacion fluida con la zona 24 de inyeccion/produccion. El sistema 10 tambien puede incluir un conducto 28 de produccion en comunicacion fluida con la zona 24 de inyeccion/produccion para permitir a fluidos de formacion tal como petroleo y gas ser extraldos de la formacion 14.

En un modo de realizacion, el sistema 10 esta configurado para facilitar el almacenamiento de CO2 en la formacion 14. Por ejemplo, el sistema 10 es un sistema de captura y almacenamiento/retencion (CCS) de carbono. En este modo de realizacion la zona 24 de inyeccion/produccion esta configurada en comunicacion fluida a traves del conducto 26 de inyeccion con un sistema 30 de inyeccion situado en, por ejemplo, una posicion de superficie. El sistema 10 CCS incluye una fuente 32 de CO2 u otro fluido, tal como una central electrica de combustible fosil y/o un sistema de almacenamiento de superficie configurado para albergar gases tales como CO2 resultantes de procesos de combustion. Los gases, en un modo de realizacion, incluyen CO2 e incluyen gases de escape y/u otros gases (por ejemplo, gases resultantes de reacciones qulmicas) que resultan de los procesos de combustion. En un modo de realizacion, el sistema 30 de inyeccion de fluido y/o la fuente 32 de fluido incluyen mecanismos para la licuefaccion de CO2 y otros gases que se desea almacenar en la formacion.

En un modo de realizacion, el sistema 20 de monitorizacion esta equipado con un equipo de transmision para comunicar finalmente con una unidad 34 de procesamiento de superficie. Dicho equipo de transmision puede tomar cualquier forma deseada, y se pueden utilizar medios y conexiones de transmision diferentes. En un ejemplo, el sistema 20 de monitorizacion esta acoplado a la unidad 34 de procesamiento de superficie a traves de al menos un conducto 36 de comunicaciones de fibra optica para transmitir senales de comunicacion tales como senales de interrogation y retorno.

En un modo de realizacion, la unidad 34 de procesamiento de superficie, el sistema 20 de monitorizacion y/u otros componentes del sistema 10 incluyen dispositivos necesarios para proporcionar datos de almacenamiento y/o procesamiento recolectados a partir del sistema 20 de monitorizacion y otros componentes del sistema 10. Ejemplos de dispositivos incluyen, sin limitation, al menos un procesador, un almacenamiento, una memoria, un dispositivo de entrada, un adaptador de comunicaciones, un acoplador de fibra optica, una caja de empalmes, dispositivo de salida y similares.

Con referencia la figura 2, se muestra un ejemplo de modo de realizacion del sistema 20 de monitorizacion.

El sistema 20 de monitorizacion incluye un dispositivo 38 de medida de tension de fibra optica distribuido en tiempo real, referido en el presente documento como un monitor 38 de consolidation en tiempo real (RTCM). El RTCM 38 incluye al menos un sensor 40 de fibra optica dispuesto en una posicion fija con respecto a la tuberla 18 de revestimiento de la perforacion y/o la sarta 12 de perforacion. En un modo de realizacion, el sensor 40 de fibra optica incluye una pluralidad de unidades de medida formadas a lo largo de la longitud de al menos una fibra optica. Ejemplos de unidades de medida incluyen redes Bragg en fibra (FBG). En un modo de realizacion, el sensor 40 de fibra optica es una pluralidad de sensores de fibra optica dispuestos en uno o mas cables u otros conductos

El RTCM 38 esta configurado para deformarse debido a los desplazamientos, deformaciones y tensiones en la sarta 12 de perforacion y/o en la tuberla 18 de revestimiento. El RTCM 38 detecta y mide la tension o deformation en la sarta 12 de perforacion debido a una deformacion o flexion correspondiente (por ejemplo, microflexion) del sensor 40 de fibra optica. Las unidades de medida reflejan una senal de interrogacion transmitida desde, por ejemplo, la unidad 34 de procesamiento de superficie, y desplazamientos en la longitud de onda en una senal de retorno con respecto a la senal de interrogacion indican una tension o deformacion en una posicion correspondiente de cada unidad de

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

medida. En un modo de realizacion, las unidades de medida estan incluidas o fabricadas en el nucleo de la fibra optica para responder a una longitud de onda o una anchura de banda de longitud de onda seleccionadas que se alteraran de forma predecible con cambios en la tension o deformacion.

En el ejemplo mostrado en la figura 2, uno o mas RTCMs 38 estan dispuestos en una relacion fija con una porcion seleccionada de la sarta 12 de perforation. En un modo de realizacion, los sensores 40 de fibra optica estan enrollados alrededor de la sarta 12 de perforacion de otro modo dispuestos en la sarta de perforacion en una trayectoria helicoidal. Los sensores 40 de fibra optica pueden estar fijados a la sarta 12 de perforacion y/o dispuestos en una ranura u otro pasaje en la pared exterior o interior de la sarta 12 de perforacion. En un modo de realizacion, un conector o junta 41 de fibra optica, tal como un conector de conexion seca, esta conectado de forma operativa a cada RTCM 38 para permitir al RTCM 38 estar conectado de forma operativa a un RTCM 38 adicional u otros componentes del sistema 10. Cualquier numero de RTCMs 38 puede estar situado en la sarta 12 de perforacion, y el numero y posiciones de los RTCMs 38 con respecto a la sarta 12 de perforacion no estan limitados, por ejemplo, solo a una provision optica de interrogador.

En un modo de realizacion, el sistema 20 de monitorizacion incluye al menos un sistema de detection de temperatura distribuido (DTS y/o DDTS) que incluye al menos un sensor 42 de fibra optica, referido en el presente documento como un “sensor DTS/DDTS” 42. El sensor 42 DTS/DDTS incluye al menos una fibra optica configurada para utilizarse en un sistema DTS y/o DDTS (referida en el presente documento como una “fibra DTS/DDTS”) y posiciones de deteccion de temperatura multiples a lo largo de la fibra DTS/DDTS. La fibra DTS/DDTS puede estar conectada de forma fija a la sarta de perforacion. En un modo de realizacion, el sensor 42 DTS/DDTS esta dispuesto dentro de un solo cable o un paquete de cables. El sensor 42 DTS/DDTS no esta limitado a los modos de realizacion descritos en el presente documento. El sensor 42 DTS/DDTS puede incluir cualquier sistema optico capaz de generar medidas de temperatura en una pluralidad de posiciones.

La fibra DTS/DDTS incluye una pluralidad de posiciones de deteccion a lo largo de la longitud de la fibra que pueden estar sujetas a varias temperaturas a fondo de pozo. Las medidas de temperatura se pueden tomar en cada una de la pluralidad de posiciones de deteccion en una porcion seleccionada, tal como la zona 24 de inyeccion/produccion. La fibra DTS puede ser cualquier fibra optica utilizable con aplicaciones DTS, incluyendo por ejemplo fibra DTS Raman, puede ser considerada cualquier fibra optica que puede producir un nivel suficiente de intensidad de dispersion Raman para las medidas de temperatura distribuida. La fibra DDTS puede ser cualquier fibra optica que incluye, por ejemplo, una pluralidad de unidades de medida discretas tales como FBGs. La fibra DDTS, en un modo de realizacion, incluye cualquier fibra optica utilizable con una aplicacion DDTS, que incluye, por ejemplo, una tecnica de interrogation basada en reflectometrla optica de dominio de frecuencia (OFDR) para interrogar a las FBGs.

En un modo de realizacion, el sensor 42 DTS/DDTS esta conectado en comunicacion con la unidad 34 de procesamiento de superficie. La fibra(s) DTS/DDTS puede ser una fibra terminada simple para una DTS y DDTS terminada simple o una fibra terminada doble para una DTS terminada doble. La fibra(s) DTS/DDTS, en un modo de realizacion, incluye una porcion de medida dispuesta lo largo de la perforacion 14 y una porcion de comunicacion configurada para transmitir senales de interrogacion de temperatura, y senales de retorno de DTS y/o DDTS, entre la porcion de medida y la unidad 34 de procesamiento de superficie. En un modo de realizacion, el sensor 42 DTS/DDTS esta en comunicacion con la unidad 34 de procesamiento de superficie a traves de una fibra 44 optica de comunicacion separada. La porcion de comunicacion o la fibra 44 optica de comunicacion esta dispuesta, por ejemplo, en el conducto 36 de comunicaciones. El sensor 42 DTS/DDTS y la fibra 44 optica de comunicacion pueden estar conectados a traves de un empalme 46 u otro conector optico adecuado. La unidad 34 de procesamiento de superficie, en un modo de realizacion, incluye un receptor para generar datos de temperatura a partir de las senales y un procesador para procesar una senal de retorno y determinar un valor de temperatura relativo basandose en la senal recibida.

El RTCM 38 y/o el sensor 42 DTS/DDTS pueden estar conectados de forma operativa al conducto 36 de comunicaciones a traves de un mecanismo 48 de conexion adecuado, tal como, pero no limitado a, una caja de empalmes y/o un empalme en H. El mecanismo 48 de conexion esta configurado para trasmitir senales de interrogacion y senales de retorno entre el RTCM 38 y/o el sensor 42 DTS/DDTS y la unidad 34 de procesamiento de superficie.

En un modo de realizacion, el sistema 20 de monitorizacion incluye al menos un calibrador 50 de presion y/o temperatura (P-T) dispuesto en una position seleccionada en la perforacion 14. El calibrador 50 P-T es cualquier dispositivo adecuado, tal como un dispositivo electronico o de fibra optica de temperatura y/o presion, adecuado para tomar medidas de temperatura y o presion discretas a fondo de pozo en posiciones seleccionadas en la perforacion 14. En un modo de realizacion, el calibrador 50 P-T esta situado en posiciones fijas seleccionadas con respecto a la sarta 12 de perforacion para medir la temperatura y/o presion a fondo de pozo en la perforacion 14. En un ejemplo, un calibrador 50 P-T esta situado por encima o por debajo de la zona 24 de inyeccion/produccion para establecer una temperatura de referencia, por ejemplo, una temperatura geotermica, para proporcionar un punto de referencia para medidas DTS relativas en otro ejemplo, uno o mas calibradores 50 P-T estan situados en una o mas posiciones seleccionadas en la perforacion 14, tal como dentro de la zona 24 de inyeccion/produccion, fuera de la zona 24 de inyeccion/produccion, y proximas a un lado a boca de pozo y o a fondo de pozo de un empacador 22.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

Otras posiciones pueden incluir posiciones en el anillo de la sarta de perforacion y proximas a los componentes de aislamiento hidraulico tal como conectores de cemento.

En un modo de realizacion, el calibrador 50 P-T incluye un calibrador de presion electronico. Por ejemplo, calibradores de presion electronicos de alta resolution que tienen resoluciones tales como 0,0001 psi, 0,0001 a 0,0005 psi o 0,0001 a 0,001 psi son incluidos en el calibrador 50 P-T. Dichos calibradores de alta resolucion pueden detectar pequenos cambios en la presion para proporcionar una notification temprana de cambios de presion y una notification temprana de problemas potenciales.

En un modo de realizacion, al menos un RTCM 38, al menos un sensor 42 DTS y/o al menos un calibrador 50 P-T estan dispuestos en la zona 24 de inyeccion/produccion y configurados para monitorizar la integridad de la sarta 12 de perforacion (por ejemplo, monitorizar condiciones de microanillo de cemento) y detectar un flujo de fluido indicativo de fugas en el sistema 10. En un modo de realizacion, la unidad 34 de procesamiento de superficie esta configurada para monitorizar de forma continua o de forma periodica la perforacion a lo largo de un periodo seleccionado de tiempo a traves de al menos un RTCM 38, al menos un sensor 42 DTS y/o al menos un calibrador 50 P-T.

Conjuntos de medidas adicionales se pueden tambien incluir para completar o facilitar las operaciones de monitorizacion. Por ejemplo, uno o mas sensores acusticos son incluidos en la perforacion 14 para monitorizar y detectar cambios en la formation 14 y/o el la perforacion 12, tal como cambios en el flujo de fluido.

La figura 3 ilustra un metodo 60 de monitorizacion de una perforacion y/o una formacion. En un modo de realizacion, el metodo 60 es utilizado en conjuncion con un sistema CCS, aunque el metodo puede ser utilizado con cualquier sistema subterraneo para monitorizar la integridad de una sarta de perforacion y/o una formacion, as! como detectar fugas o flujo de fluido diferente en la sarta de perforacion y/o la formacion. El metodo 60 incluye una o mas etapas 61-66. Aunque el metodo 60 es descrito en conjuncion con el sistema 10 y el sistema 20 de monitorizacion descritos anteriormente, el metodo 60 no esta limitado a utilizarse con estos modos de realizacion. En un modo de realizacion, el metodo 60 incluye la ejecucion de todas las etapas 61-66 en el orden descrito. Sin embargo, ciertas etapas se pueden omitir, se pueden anadir etapas, o se puede cambiar el orden de las etapas.

En la primera etapa 61, la sarta 12 de perforacion, la tuberla 18 de revestimiento de perforacion y/o el conjunto a fondo de pozo estan dispuestos a fondo de pozo. La tuberla 18 de revestimiento de perforacion puede estar dispuesta a lo largo de toda la longitud de la perforacion, o a lo largo de porciones seleccionadas de la perforacion 14 para definir una o mas zonas 24 de inyeccion/produccion. El sistema 20 de monitorizacion esta dispuesto en una relation fijada a la tuberla 18 de revestimiento de perforacion. En un modo de realizacion, un gas, un fluido a fondo de pozo u otro fluido es inyectado en los empacadores 22 para inflar los empacadores 22 y definir las zonas 24 de inyeccion/produccion. En un modo de realizacion, uno o mas de los empacadores 22 puede incluir reempacadores configurados para reaccionar con un catalizador o la presencia de calor o un producto qulmico. En un modo de realizacion, el CO2 y/u otros gases, tal como gases de escape de un sistema de combustion de combustible fosil, son inyectados en la zona 24 de inyeccion/produccion y en la formacion 16 para el almacenamiento.

En la segunda etapa 62, se monitoriza la deformation y/o tension en la tuberla 18 de revestimiento de perforacion en la zona 24 de inyeccion/produccion a traves del RTCM 38. Una senal electromagnetica que tiene una longitud de onda seleccionada, es decir, una longitud de onda nominal, es transmitida a traves de los sensores 40 de fibra optica como una senal de interrogation para interrogar a la tuberla 18 de revestimiento de perforacion, tal como a traves de la unidad 34 de procesamiento de superficie. Una senal de retorno que tiene una longitud de onda central es generada en las FBGs u otras unidades de medida en los sensores 40 de fibra optica, y una diferencia entre la longitud de onda central y la longitud de onda nominal es medida para cada position FBG para generar un perfil de tension. En regiones en las que las longitudes de onda central y nominal son al menos sustancialmente equivalentes, no se detecta ninguna deformacion o tension. En regiones en las que la longitud de onda se ha desplazado con respecto a la longitud nominal, se calcula la tension y/o deformacion basandose en el desplazamiento de longitud de onda. Por ejemplo, una transformada de Fourier inversa es utilizada para determinar una tension en posiciones respectivas, y un analisis de datos tal como un analisis por elementos finitos (FEA) es utilizado para detectar regiones de la tuberla 18 de revestimiento de perforacion que muestran una tension por encima de un umbral seleccionado para identificar zonas de tension elevada o regiones de tension elevada. Las zonas de tension elevada detectadas por el RTCM 38 pueden ser una indication de condiciones tales como un exceso de presion, una fuga de fluido vas otras condiciones. En un modo de realizacion, el perfil de tension proporciona una imagen tridimensional de la tuberla de revestimiento de perforacion basandose en las medidas de tension y/o deformacion.

En la tercera etapa 63, el sensor 42 DTS/DDTS es activado para medir la temperatura relativa en varias posiciones a lo largo de la perforacion 14. En un modo de realizacion, una senal de interrogacion de temperatura que tiene una longitud de onda nominal es transmitida al sensor 42 DTS, por ejemplo, a traves de la unidad 34 de procesamiento de superficie. Las senales de retorno de efecto Raman son recibidas y analizadas para calcular un perfil de temperatura lo largo de la perforacion 14. En un modo de realizacion, el calculo del perfil de temperatura incluye utilizar una reflectometrla optica de dominio de tiempo (OTDR). Por ejemplo, para sensores DDTS, una senal electromagnetica que tenga una longitud de onda seleccionada, es decir, una longitud de onda nominal, es

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

transmitida a traves de los sensores 40 de fibra optica como una senal de interrogacion para interrogar la tuberla 18 de revestimiento de perforacion, tal como a traves de la unidad 34 de procesamiento de superficie. Una senal de retorno que tiene una longitud de onda centrada es generada por las FGBs u otras unidades de medida en el sensor 42 DDTS, y la diferencia entre la longitud de onda centrada y la longitud de onda nominal es medida para cada posicion de FBG para generar un perfil de temperatura. En regiones en las que las longitudes de onda centrada y nominal son al menos sustancialmente equivalentes, no se detecta ningun cambio significativo de temperatura. En regiones en las que la longitud de onda central se ha desplazado con respecto a la longitud de onda nominal, se calcula la temperatura basandose en el desplazamiento de la longitud de onda. El modo de realization, calcular el perfil de temperatura incluye utilizar una reflectometrla optica de dominio de frecuencia (OFDR).

Monitorizar cambios en la temperatura relativa a traves del sensor 42 de DTS/DDTS proporciona indicaciones de regiones que tienen temperaturas alteradas con respecto a una temperatura de DTS/DDTS de referencia. En un ejemplo, la senal de temperatura de DTS/DDTS de referencia esta basada en el analisis de los datos de DTS/DDTS, tal como un valor de senal promedio. En un modo de realizacion, la senal de temperatura de DTS/DDTS es una senal correspondiente a la senal de interrogacion de temperatura. En un modo de realizacion, monitorizar los cambios en la temperatura incluye detectar “puntos frlos” o regiones de temperatura reducida con respecto a la senal de temperatura de referencia que pueden ser indicativas de una fuga de fluido o de gas desde, por ejemplo, por detras de la tuberla 18 de revestimiento. En un modo de realizacion, los “puntos frlos” son regiones en la perforacion y/o en la zona de inyeccion/produccion que tienen una temperatura que es mas baja que una temperatura de referencia (por ejemplo, la temperatura geotermica) un umbral seleccionado. Este umbral puede ser del orden de pocas decimas de un grado Celsius a unos pocos grados Celsius. Por ejemplo, un umbral puede estar entre 0,1 grados y 10° por debajo de la temperatura de referencia.

En la cuarta etapa 64, las medidas de temperatura de DTS son utilizadas para retirar la portion de la tension y/o de la deformation debida a efectos termicos. Por ejemplo, se calculan y se comparan cambios de temperatura relativa en regiones de tension seleccionadas con propiedades conocidas de la tuberla de revestimiento de la perforacion para determinar la cantidad de tension como resultado de cambios de temperatura en la region. Esta porcion “de tension termica” es entonces sustralda de la tension medida para obtener una tension flsica, es decir, la tension debida a la presion de la tuberla 18 de revestimiento de perforacion provocada por condiciones tales como fugas en la formation.

En la quinta etapa 65, se detecta la temperatura y/o presion en la perforacion 14 y/o la formacion 16 utilizando el calibrador 50 P-T. Se mide una temperatura geotermica absoluta y se compara a los datos de medida de DTS y/o DDTS para “precisar” las medidas de temperatura relativa del sensor 42 de DTS/DDTS a la temperatura absoluta, es decir, proporcionar un perfil distribuido de la temperatura absoluta a lo largo de la perforacion 14.

Adicionalmente, en un modo de realizacion, el calibrador 50 P-T es utilizado para medir la presion en la perforacion en posiciones tales como por encima del empacador 22 a boca de pozo, en la zona 24 de inyeccion/produccion por debajo del empacador 22 a fondo de pozo. Los cambios en la presion se pueden utilizar para indicar que esta sucediendo un escape en la zona 24 de inyeccion/produccion o en otras posiciones de la perforacion 14 debido a, por ejemplo, fugas en la formacion 14 que provocan que un gas entre en la zona 24 de inyeccion/produccion o fugas en un empacador 22.

En la sexta etapa 66, las distintas medidas son utilizadas en conjuncion para proporcionar una representation precisa de la tension y temperatura en la perforacion para detectar regiones de alta presion y/o de fuga.

Por ejemplo, las medidas de tension de RTCM son utilizadas para determinar regiones de tension elevada (es decir tension por encima del umbral seleccionado, seleccionado por ejemplo, basandose en valores de tension conocidos para indicar un problema potencial). Las medidas de DTS se pueden utilizar tal y como se describio anteriormente para retirar efectos termicos y por tanto aislar la tension flsica en la tuberla 18 de revestimiento de perforacion, as! como monitorizar la zona de inyeccion. Las regiones de tension elevada son correlacionadas con los puntos frlos identificados a traves de las medidas de DTS para identificar regiones en las que esta ocurriendo un escape o de otro modo esta comprometida la integridad de la tuberla 18 de revestimiento de perforacion.

Por ejemplo, una region de tension elevada en la sarta de perforacion, acoplada con un punto frlo proximo a la region de tension elevada puede interpretarse como que indica una fuga de cO2 u otro gas/fluido en esa region. Si la tension elevada y/o el punto frlo estan situados proximos a un empacador, se puede interpretar que significa que hay una fuga en el empacador. Ademas, las medidas de presion diferencial mediante el calibrador P-T pueden tambien incorporarse para anotar un incremento una disminucion en la presion, lo cual se puede utilizar para confirmar adicionalmente la presencia de una fuga.

Los dispositivos y metodos descritos en el presente documento proporcionan varias ventajas sobre metodos y dispositivos existentes. Por ejemplo los sistemas y metodos descritos en el presente documento permiten la monitorizacion efectiva de la deformacion en pozos y/o formaciones. Dicha monitorizacion proporciona una determination mas completa de la deformacion a permitir para la action correctiva o los cambios en la production para corregir dichas deformaciones. Otro ejemplo de ventaja incluye la combination de medidas de presion,

temperatura y/o presion multiples para obtener una representation completa de que esta ocurriendo en una formacion/pozo y cualquier fuga que puede estar ocurriendo.

En conexion con las ensenanzas del presente documento, se pueden utilizar varios analisis y/o componentes anallticos, incluyendo sistemas digitales y/o analogicos. El dispositivo puede tener componentes tales como un 5 procesador, medios de almacenamiento, una memoria, una entrada, una salida, una conexion de comunicaciones (cableada, inalambrica, inyeccion pulsada, optica u otras), interfaces de usuario, programas de software, procesadores de senales (digitales o analogicos) y otros de dichos componentes (tales como resistencias, condensadores, inductores y otros) para proporcionar un funcionamiento y analisis del dispositivo y metodos divulgados en el presente documento en cualquiera de las diversas maneras bien apreciadas en el estado de la 10 tecnica. Se considera que estas ensenanzas pueden ser, pero no necesitan ser, implementadas en conjuncion con un conjunto de instrucciones ejecutables por ordenador almacenadas en un medio legible por ordenador, incluyendo memoria (ROMs, RAMs) optico (CD-ROMs) o magnetico (discos, unidades de disco duro) o cualquier otro tipo que cuando se ejecuta provoca que un ordenador incremente el metodo de la presente invention. Estas instrucciones pueden proporcionar una operation del equipo, un control, una recoleccion y analisis de datos y otras funciones 15 consideradas relevantes por un disenador de sistema, propietario, usuario u otro personal, ademas de las funciones descritas en esta divulgation.

Aunque la invencion ha sido descrita con referencia a ejemplos de modos de realization, se entendera por los expertos en la materia que se pueden realizar diversos cambios y se pueden sustituir equivalentes por elementos de la misma sin alejarse del alcance de la invencion. Adicionalmente, se apreciaran muchas modificaciones por los 20 expertos en la materia para adaptar un instrumento, situation o material particulares a las ensenanzas de la invencion sin alejarse del alcance esencial de la misma. Por lo tanto, se pretende que de la invencion este limitada al modo de realizacion particular descrito como el mejor modo contemplado para llevar a cabo esta invencion.

Claims

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

REIVINDICACIONES

1. Un sistema (20) para monitorizar una perforation (14) en una formation (16) terrestre, que comprende:

una sarta (12) de perforacion configurada para estar dispuesta dentro de la perforacion (14), la sarta (12) de perforacion configurada para dirigir un fluido en una formacion (16) terrestre para almacenar en la formacion (16) terrestre, el fluido que incluye dioxido de carbono;

al menos un sensor (40) de fibra optica dispuesto en la sarta (12) de perforacion en una position fijada con respecto a la sarta (12) de perforacion, el sensor (40) de fibra optica que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas en el mismo a lo largo de la longitud del sensor (40) de fibra optica, la pluralidad de unidades de medida configuradas para provocar un desplazamiento de longitud de onda en una senal de interrogation recibida en al menos un sensor (40) de fibra optica debido a al menos una de, una tension y una deformation de la sarta (12) de perforacion; y

al menos un sensor de temperatura configurado para medir una temperatura una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud del sensor (40) de fibra optica, el sistema (20) esta caracterizado porque

un procesador configurado para transmitir la senal de interrogacion al al menos un sensor (40) de fibra optica, calcula al menos una de, la tension y la deformacion basandose en el desplazamiento de longitud de onda, identificar una o mas regiones de tension elevadas, y correlacionar medidas de temperatura con las regiones de tension elevada para identificar una fuga de fluido en al menos una de, la sarta (12) de perforacion y la formacion (16).
2. El sistema (20) de la reivindicacion 1, en donde el procesador esta configurado para generar al menos uno de, un perfil de tension y la deformacion para identificar la una o mas regiones de tension elevada en la sarta (12) de perforacion.
3. El sistema (20) de la reivindicacion 2, en donde el procesador esta configurado para identificar la tension del pozo la cual, si no se aborda, podrla resultar en una o mas fugas de fluido en al menos una de, la perforacion (14) y la formacion (16) basandose en la una o mas regiones de tension elevada.
4. El sistema (20) de la reivindicacion 1, en donde la fuga de fluido incluye un escape de dioxido de carbono desde la formacion (16) a la perforacion (14).
5. El sistema (20) de la reivindicacion 1, en donde el al menos un sensor (40) de fibra optica esta dispuesto dentro de una zona (24) de inyeccion aislada hidraulicamente en la sarta (12) de perforacion.
6. El sistema (20) de la reivindicacion 5, en donde la zona (24) de inyeccion esta conectada en comunicacion fluida a una fuente del fluido dispuesta en una posicion de superficie.
7. El sistema (20) de la reivindicacion 6, en donde el fluido incluye un gas generado a partir de un sistema de combustion de superficie.
8. El sistema (20) de la reivindicacion 2, en donde el al menos un sensor de temperatura incluye al menos uno de, un sensor de detection de temperatura distribuido (DTS) y un sensor de detection de temperatura discreto distribuido (DDTS) dispuesto a lo largo de una longitud de la perforacion y configurado para medir una temperatura en la pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud.
9. El sistema (20) de la reivindicacion 8, en donde el procesador esta configurado para interrogar al al menos un sensor de DTS y el sensor de DDTS para medir la temperatura y generar un perfil de temperatura, y correlacionar la una o mas regiones de tension elevada con el perfil de temperatura para identificar la fuga de fluido en al menos una de, la sarta (12) de perforacion y la formacion (16).
10. Un sistema (20) para monitorizar una perforacion en una formacion (16) terrestre, que comprende:

una sarta (12) de perforacion configurada para estar dispuesta dentro de la perforacion (14), la sarta (12) de perforacion configurada para dirigir un fluido entre la perforacion (14) y la formacion (16) terrestre;

al menos un sensor (40) de fibra optica dispuesto en la sarta de perforacion en una posicion fijada con respecto a la sarta (12) de perforacion y que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas en el mismo a lo largo de la longitud del sensor (40) de fibra optica, el al menos un sensor (40) de fibra optica configurado para medir al menos una de, una tension y una deformacion en la sarta (12) de perforacion; y

al menos uno de, un sensor de deteccion de temperatura distribuido (DTS) y un sensor de deteccion de temperatura discreto distribuido (DDTS) dispuestos a lo largo de una longitud de la perforacion (14) y configurados para medir una temperatura de una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud, el sistema (20) que esta caracterizado por:

5

10

15

20

25

30

35

40

45

un procesador configurado para interrogar el al menos un sensor (40) de fibra optica para generar un perfil de tension de la sarta de perforation basandose en al menos uno de, el sensor DTS y el sensor DDTS para generar un perfil de temperatura basandose en la temperatura, calcular un efecto termico en el perfil de tension basandose en el perfil de temperatura, sustraer el efecto termico desde el perfil de tension para generar un perfil de tension flsico, identificar una o mas regiones de tension elevada en el perfil de tension flsico, e identificar una fuga de fluido en al menos una vez, la sarta (12) de perforacion y la formation (16) basandose en al menos una region de tension elevada.
11. El sistema (20) de la reivindicacion 10, en donde el procesador esta configurado para identificar una o mas regiones de temperatura elevada basandose en el perfil de temperatura.
12. El sistema (20) de la reivindicacion 11, donde el procesador esta configurado para correlacionar la una o mas regiones de tension elevada con la una o mas regiones de temperatura elevada para identificar la fuga de fluido en al menos una de, la sarta (12) de perforacion y la formacion (16).
13. El sistema (20) de la reivindicacion 10, que ademas comprende al menos un dispositivo de medida de presion discreto dispuesto en una position seleccionada en la perforacion y configurado para medir una presion en la perforacion (14).
14. El sistema (20) de la reivindicacion 10, que ademas comprende al menos un dispositivo de medida de temperatura discreto dispuesto en una posicion seleccionada en la perforacion (14) y configurado para medir una temperatura absoluta en la perforacion (14).
15. El sistema (20) de la reivindicacion 14, en donde el procesador esta configurado para comparar la temperatura absoluta con el perfil de temperatura y generar un perfil de temperatura absoluta.
16. Un metodo de monitorizacion de una perforacion (14) en una formacion (16) terrestre, que comprende:

disponer una sarta (12) de perforacion dentro de la perforacion (14), la sarta (12) de perforacion configurada para dirigir un flujo de fluido en la formacion (16) terrestre para almacenar en la formacion (16) terrestre, el fluido que incluye dioxido de carbono;

transmitir una serial de interrogation que tiene una longitud de onda nominal en el al menos un sensor (40) de fibra optica, el sensor (40) de fibra optica dispuesto en la sarta (12) de perforacion en una posicion fijada con respecto a la sarta (12) de perforacion y que incluye una pluralidad de unidades de medida dispuestas en el mismo a lo largo de la longitud del sensor (40) de fibra optica; y

medir una temperatura en una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud del sensor de fibra optica, el metodo que esta caracterizado por:

recibir una pluralidad de senales de retorno reflejadas por la pluralidad de unidades de medida y calcular al menos una de, una tension y una deformation de la sarta (12) de perforacion basandose en un desplazamiento de longitud de onda asociado con cada una de la pluralidad de senales de retorno, identificar una o mas regiones de tension elevada, y correlacionar las medidas de temperatura con las regiones de tension elevada para identificar una fuga de fluido en al menos una de, la sarta (12) de perforacion y la formacion.
17. El metodo de la reivindicacion 16, que ademas comprende generar al menos uno de, un perfil de tension y de deformacion para determinar la una o mas regiones de tension elevada en la sarta (12) de perforacion.
18. El metodo de la reivindicacion 16, en donde medir la temperatura incluye medir la temperatura en una pluralidad de posiciones a lo largo de la longitud de la perforacion (14) mediante al menos uno de, un sistema de detection de temperatura distribuido (DTS) y un sistema de deteccion de temperatura discreta distribuido (DDTS) dispuestos a lo largo de la longitud de la perforacion (14), generando un perfil de temperatura, y correlacionando la una o mas regiones de tension elevada con una o mas regiones de temperatura reducida para identificar la fuga de fluido en al menos una de, la sarta (12) de perforacion y la formacion (16).
19. El metodo de la reivindicacion 18, que ademas comprende medir una temperatura absoluta en la perforacion (14) mediante al menos un dispositivo de medida de temperatura discreto dispuesto en una posicion seleccionada en la perforacion (14), y comparar la temperatura absoluta con el perfil de temperatura para generar un perfil de temperatura absoluta.