ES2933131T3

ES2933131T3 - Método de estimación de la región de daño por derrumbe en la pared de un pozo durante la operación de perforación

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Publication number: ES2933131T3
Application number: ES18714268T
Authority: ES
Inventors: Iglesias Jose Alvarellos; Serra José María Segura; Diez Marta Duenas; Martinez Enric Ibanez; Ramasesha Lakshmikantha Mookanahallipatna; Aguado Almudena Diaz
Original assignee: Repsol SA
Current assignee: Repsol SA
Priority date: 2017-04-03
Filing date: 2018-04-03
Publication date: 2023-02-01
Anticipated expiration: 2038-04-03
Also published as: EP3607173B1; US20200149393A1; US11414988B2; WO2018185095A1; EP3607173A1

Abstract

La presente invención se refiere a un método para estimar la región de daño por colapso en la pared de un pozo durante la operación de perforación, normalmente utilizando fluido de perforación, donde dicho pozo puede, por ejemplo, estar destinado o bien a la inyección o bien a la producción de un yacimiento de gas o petróleo. Otros usos se pueden encontrar en minería y en obras de ingeniería civil. Este método se caracteriza por un conjunto de pasos analíticos que permiten establecer, por ejemplo, parámetros de perforación óptimos para permitir la velocidad de perforación más rápida posible que también sea lo suficientemente segura como para permitir cargar el material colapsado sin atascar la herramienta de perforación. Este método también permite evaluar tanto el ancho como la profundidad del daño en la pared del pozo. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Método de estimación de la región de daño por derrumbe en la pared de un pozo durante la operación de perforación

Objeto de la invención

La presente invención es un método implementado por ordenador de estimación de la región de daño por derrumbe en la pared de un pozo durante la operación de perforación, habitualmente con uso de fluido de perforación donde dicho pozo puede por ejemplo estar destinado o bien para la inyección o bien para la producción de un yacimiento de gas o petróleo. Otros usos se encuentran en la minería y en obra civil.

Caracteriza este método un conjunto de etapas analíticas que permiten establecer por ejemplo los parámetros de perforación óptimos para permitir una velocidad de perforación lo más elevada posible y suficientemente segura como para permitir evacuar el material de derrumbe sin que la herramienta de perforación se bloquee.

Este método permite igualmente valorar tanto la anchura como la profundidad del daño en la pared del pozo.

Antecedentes de la invención

La perforación de un pozo para la explotación de yacimientos de gas o petróleo es un proyecto muy costoso económicamente y las condiciones operativas de perforación dependen de muchas variables de las que no siempre se tienen datos suficientes dando lugar a unos valores de incertidumbre muy elevados.

Esta incertidumbre es mucho mayor en yacimientos en los que se perfora por primera vez donde habitualmente no se tiene ningún dato o muestra física que permita incrementar el conocimiento sobre la geología de la zona.

La perforación de un pozo genera un espacio vacío, de configuración tubular, obtenido al retirar la roca que ocupaba ese espacio. Tomando como referencia el estado tensional antes de la perforación y la tensión in situ, las operaciones de perforación modifican el estado tensional principalmente por dos motivos: la retirada de roca elimina el elemento estructural que compensa el estado tensional de la superficie libre del pozo generada; y, durante la perforación, el fluido de perforación forma una columna que ejerce presión en la pared del pozo que depende, sin tener en cuenta efectos dinámicos, principalmente de la cota hasta la superficie y de la densidad de dicho fluido de perforación.

De hecho, uno de los parámetros a modificar que se utilizan en la operación de perforación es el cambio en la densidad del fluido de perforación para cambiar la presión que se ejerce sobre la pared del pozo.

Existen otras causas que generan tensiones tales como la broca encargada de perforar la roca pero se entiende que estas son las necesarias como para romper y retirar la roca en el espacio generado en el pozo.

Cuando la operación de perforación hace uso de un fluido de perforación, lo habitual es que dicho fluido de perforación sea inyectado a través de un conducto interno de la herramienta de perforación. La herramienta de perforación rompe la roca en el fondo del pozo perforado generando material de diversa granulometría que ha de ser retirado. El flujo de fluido de perforación inyectado en el extremo de la herramienta de perforación arrastra este material obtenido por la perforación de la roca fluyendo hacia arriba principalmente por el espacio anular delimitado entre la herramienta de perforación y la pared del pozo ya generada, hasta llegar a la superficie donde este material es evacuado.

El fluido de perforación que asciende por el espacio anular ejerce una presión contra la pared del pozo generada. La presión depende del peso de la columna de fluido de perforación que hay hasta la superficie superior y también de la velocidad del flujo ascendente. El peso de la columna por lo tanto es una primera estimación de la presión ejercida sobre la superficie libre de la pared del pozo. Una segunda estimación tiene en cuenta los esfuerzos dinámicos de la columna del fluido de perforación según las condiciones del flujo.

Esta presión puede ser excesiva superando la tensión máxima admisible por la roca generando por ejemplo fracturas. Igualmente, esta presión puede ser insuficiente y no compensar los esfuerzos resistentes del material retirado para dar lugar al pozo. En este caso las tensiones de la roca pueden superar la tensión admisible o de rotura de la roca dando lugar a la rotura del material de la pared que se derrumba hacia el interior del pozo que se está perforando.

Si este derrumbe se produce durante la perforación, el fluido de perforación debe ser capaz de evacuar el material generado por la herramienta de perforación más el material de derrumbe. La cantidad del material de derrumbe depende principalmente del volumen de material de roca que ha sufrido daño.

Los derrumbes existen en casi todas las perforaciones. En el momento de establecer el diseño de las condiciones de perforación, es importante cuantificar el derrumbe para valorar si existen parámetros de perforación que hacen factible la perforación, aunque se produzcan estos derrumbes.

Establecida la viabilidad del pozo, también tiene interés el conocer los parámetros óptimos de perforación bajo condiciones con derrumbe.

Se conocen en el estado de la técnica modos analíticos de valorar el daño en la roca que atienden casi exclusivamente al valor del ángulo que mide la anchura del daño en la pared del pozo. Estas técnicas analíticas hacen uso del estado tensional establecido por la estructura de las rocas que forman el yacimiento teniendo en cuanta las tensiones in situ. Estas técnicas analíticas hacen uso de las ecuaciones de Kirsch que permiten describir el estado tensional en torno a un agujero en un plano infinito. Existen también técnicas analíticas y numéricas que permiten estimar las tensiones in situ.

Las técnicas analíticas conocidas hasta el momento consideran por hipótesis que el medio es isotrópico y lineal, llevan a cabo todos los cálculos utilizando la geometría cilíndrica original y como resultado no permiten calcular la tensión alrededor del pozo de forma correcta y por lo tanto no permiten calcular la profundidad de daño.

Con este tipo de técnicas se han desarrollado criterios basados únicamente en el ángulo abarcado por el daño en la pared del pozo. Existe un ángulo máximo denominado como ángulo de colapso cuyo valor es establecido por cada una de las empresas dedicadas a la perforación. Con este criterio es posible establecer en qué condiciones se considera que existe un daño excesivo: cuando a una determinada profundidad se encuentra que el ángulo de daño es mayor que el ángulo de colapso. En este caso se establece que el daño en la pared del pozo impide la evacuación del material de derrumbe durante la operación de perforación determinando la perforación como inviable.

Se ha probado experimentalmente la variación del ángulo de derrumbe respecto de peso del fluido de perforación es aproximadamente lineal, no obstante, el área de daño medida según una sección transversal, y por lo tanto proporcional al volumen de derrumbe, crece exponencialmente respecto del peso del fluido. Esto es, pequeñas variaciones del peso del fluido de perforación dan lugar a pequeñas variaciones del ángulo de daño (utilizado como parámetro en el estado de la técnica) y sin embargo genera grandes variaciones en el volumen de roca fallada. El resultado es una inadecuada estimación del volumen de derrumbe.

También puede suceder que la presión calculada para el fluido de perforación, intentando reducir el ángulo de daño, supere la presión establecida como límite superior, la presión a partir de la cual se genera grieta.

Este criterio basado en el ángulo del daño en la pared del pozo no tiene en cuenta la profundidad del daño. Experimentalmente se ha encontrado que los criterios descritos aplicados de acuerdo al estado de la técnica descartan ciertas perforaciones por considerar que habría derrumbes que no admitirían parámetros de perforación tales que dicha perforación sea viable cuando en la práctica tales pozos sí que serían viables. Este es el caso de derrumbes que tienen un ángulo de daño elevado pero muy poco profundos generando un volumen reducido de derrumbe.

Cuando esto sucede, esto es, que se llega a la conclusión de que un determinado pozo no es viable cuando en realidad sí lo es, la alternativa es buscar otra localización del pozo. Como la primera localización se suele determinar por técnicas de optimización, el cambio de localización del pozo reduce el carácter optimal del plan de explotación inicial o incluso el cambio requiere la perforación de dos o más pozos en sustitución del primero incrementando sensiblemente los costes y reduciendo la capacidad productiva.

La presente invención permite estimar la región de daño, en particular la anchura y la profundidad del daño, proveyendo como una de las primeras aplicaciones el uso de parámetros óptimos durante la perforación.

Es conocida la solicitud de patente estadounidense US 2015/055438 A1 que divulga un método que comprende recibir datos que caracterizan la anisotropía de una formación; recibir un modelo que modela uno o más planos de debilidad en una formación anisotrópica; y, basándose al menos en parte en el modelo y los datos, emitir información relacionada con la estabilidad de una perforación en una formación anisotrópica.

El método de estimación de la región de daño de acuerdo a la invención, no solo permite calcular con una mayor precisión los parámetros de perforación óptimos que tienen en cuenta el material de derrumbe sino que, en aquellos casos donde el ángulo de daño es pequeño pero la profundidad de daño es muy elevado dando lugar a importantes volúmenes de derrumbe, el método puede llegar a considerar no viable la perforación de un pozo cuando aplicando técnicas basadas en el estado de la técnica habría sido aceptado provocando intentos de perforación que terminan fallidos.

En pozos donde los criterios según el estado de la técnica establecen la viabilidad de la perforación, los parámetros obtenidos de acuerdo a la invención, también permiten establecer condiciones de perforación más favorables manteniendo niveles de seguridad incluso mayores que los determinados en el estado de la técnica.

La determinación de la región de daño, de acuerdo a la invención, permite valorar dicha región antes de llevar a cabo la perforación.

Descripción de la invención

La presente invención resuelve los problemas identificados en el apartado anterior proveyendo de un método de estimación de la región de daño por derrumbe en la pared de un pozo previa a la operación de perforación para obtener un pozo. Una de las aplicaciones más importantes es la obtención de pozos de inyección o producción de un yacimiento de gas o petróleo, donde dicha perforación puede ser con uso de fluido de perforación.

El método comprende las siguientes etapas:

a) generar, un modelo geomecánico de un dominio que comprende una trayectoria del pozo a perforar al menos incorporando datos de roca y sus propiedades mecánicas para un campo de tensiones in situ preespecificado;

b) generar un modelo fluídico del mismo dominio al menos incorporando datos del fluido de perforación donde dicho modelo fluídico modeliza la roca como un medio poroso y comprende una presión de poro en dicho medio poroso.

El dominio es una región pre-especificada que comprende la trayectoria del pozo a perforar. Tomando como ejemplo los yacimientos de gas o petróleo, éstos están formados principalmente por rocas porosas que almacenan el gas o el petróleo atrapado en los poros. El dominio puede albergar el yacimiento y ser más extenso hasta incluir la porción de roca que alcanza la superficie de la tierra. Igualmente puede ser menor que el yacimiento, albergando únicamente una parte de éste si bien sí que debe albergar la trayectoria a perforar. En otro tipo de aplicaciones el fluido puede ser por ejemplo agua. El comportamiento mecánico de la roca depende tanto de las propiedades mecánicas de la roca como de la influencia que tiene el fluido atrapado en los poros de la roca por la presión a la que se encuentra dicho fluido. En particular son relevantes al menos las propiedades mecánicas de la roca, las propiedades del fluido atrapado en la roca y también el fluido de perforación que está en contacto con la superficie generada del pozo.

En un ejemplo de realización, las etapas a) y b) se llevan a cabo mediante un sistema computacional.

Con el propósito de establecer el estado tensional del pozo, es necesario generar un modelo geomecánico del yacimiento incorporando estas propiedades, así como el campo de tensiones in situ y las condiciones de contorno o las de contorno e iniciales si el modelo está basado en un problema de valor inicial que tenga también en cuenta variables dinámicas.

Los modelos geomecánico y fluídico permiten reproducir el comportamiento de la roca en las condiciones de perforación para determinar las tensiones que provocan el daño bajo las hipótesis simplificativas de los modelos utilizados.

Adicionalmente, el método comprende también:

c) establecer una cota z vertical a la que se encuentra una sección S circular del pozo en la que se quiere estimar la región de daño por derrumbe en la pared de dicho pozo, siendo la sección S transversal a la trayectoria de perforación del pozo, y establecer una orientación de la normal de dicha sección S;

d) determinar una presión de fluido de perforación caso de haberlo, la presión del poro PP, la tensión máxima omax, la tensión mínima omín y las propiedades mecánicas de la roca en la sección S a partir del modelo geomecánico;

e) determinar un estado tensional a(9) de la roca en una periferia de la sección S de la perforación al menos en función de los datos de la etapa anterior donde:

i. a es el valor escalar de la tensión equivalente,

ii. 9 el ángulo respecto de un sistema de ejes situados en la sección S de la perforación, centrados en el centro de dicha sección S y con una orientación en el plano que contiene la sección S tal que o(9 = 0) = amrn y o( 9 = n/2) = omáx', f) determinar un ángulo de derrumbe Obr como el ángulo centrado en a = n/2 y que abarca un arco de la periferia de la sección S donde la tensión a (9) es mayor que una tensión admisible de la roca.

El método permite valorar la región de daño a una determinada cota z vertical. Por ejemplo, la aplicación del método múltiples veces permite valorar la región de daño en determinadas cotas del pozo y por lo tanto a lo largo de la dirección longitudinal del pozo.

En la cota preestablecida z, se considera una sección s circular del pozo. La trayectoria del pozo no tiene porqué ser vertical, en general está definida por una curva sobre la que es posible definir la tangente. La sección S circular es el resultado de la intersección de un plano de corte orientado transversal al pozo, esto es, perpendicular a la tangente a la trayectoria del pozo. Es en la porción del plano correspondiente a la roca donde el método valora qué región sufre daño.

El método no requiere del cálculo del estado tensional en regiones interiores del plano que corresponden a regiones internas de la roca, basta con determinar inicialmente el estado tensional en el punto de la trayectoria del pozo donde se sitúa sección s.

El cálculo se puede hacer mediante técnicas conocidas por ejemplo mediante las ecuaciones de Kirsch a partir de la presión del poro ^pp, la tensión máxima o w la tensión mínima o-mín y las propiedades mecánicas de la roca en la sección s.

El estado tensional de la roca a lo largo de la trayectoria circular establecida por la sección S de la perforación está definida por o( 9) siendo 9 el ángulo que recorre la circunferencia. La tensión equivalente a es un escalar que toma el valor de la tensión equivalente, entendiendo por equivalente el valor de tensión unidimensional equivalente a un estado tensional determinado por las tres tensiones principales. Un caso particular de tensión equivalente es la tensión de Von Mises.

Si bien el estado tensional es independiente del sistema de referencia elegido en los ejemplos de realización, por claridad, se considera que el origen del ángulo 9 = 0 es un punto de la circunferencia donde a ( 9 = 0) = o-mín y el ángulo crece de forma que a (9 = ^/2) = o-máx. Este ángulo se toma a partir del giro en torno al eje establecido por la tangente a la trayectoria del pozo.

Llevar a cabo el mismo método con un cambio de referencia respecto de la referencia así elegida pero haciendo uso de la misma correspondencia funcional se considera equivalente.

Una vez determinada la tensión a (9) en la periferia de la circunferencia, se establece el ángulo de derrumbe 9br como el ángulo que abarca el arco de circunferencia de la sección s donde se verifica a (9)> o-adm, siendo o-adm el valor de la tensión máxima admisible de la roca; esto es, el arco donde la tensión supera la tensión máxima de la roca y da lugar al fallo del material.

En este cálculo no se ha determinado la profundidad de daño.

A partir de la función a ( 9) el método según la invención lleva a cabo las siguientes etapas: g) definir una familia de elipses de excentricidad e, contenidas en el plano de la sección s, donde la excentricidad e

es definida como una relación entre un lado semi-menor y un lado semi-mayor de la elipse, tal que:

iii. una elipse que corresponde al valor de excentricidad e = 1 es una circunferencia establecida por la sección S circular del pozo; y, iv. una intersección entre otra elipse y dicha sección S circular del pozo se establece en /os puntos n/2 9b/2 y n/2 - 9b/2 así como en sus simétricos -n/2 Qbí/2 y - n/2 - 9b/2 respectivamente.

La familia de elipses está parametrizada a partir de un único parámetro, la excentricidad e; esto es, la relación entre su semilado menor a y su semilado mayor b; c = a/b. Cuando la excentricidad toma el valor unidad se recupera la circunferencia que corresponde a la sección s circular del pozo. Si se va incrementando la excentricidad e, la elipse corta a la circunferencia en dos puntos en cada lado mayor de la elipse, de ahí los cuatro puntos de corte identifica- dos. El daño se va a valorar en uno de los lados de la elipse, el que corresponde a la posición del ángulo de derrumbe 0br dado que dicho ángulo de derrumbe 0br corresponde a un arco centrado en el extremo del lado mayor de la elipse. Esta es la orientación que adopta la elipse en torno a la circunferencia de la sección S circular del pozo.

Esto es, dado el ángulo de derrumbe 0br que establece el ancho del daño sobre la pared del pozo, éste es igual para todas las elipses de la familia de elipses definida y, por lo tanto, la familia parametrizada de elipses satisface que siempre pasa por los extremos del ángulo de derrumbe 9br.

Los pasos para el cálculo de la región de daño son los siguientes:

h) definir un factor de seguridad

„ y ®ext

F = _yy - _® -- _r - _e - _s -

donde y oext es la suma de solicitaciones externas sobre la roca en un determinado punto de la roca, que dependen al menos de tensiones in situ, de la densidad del fluido de perforación (y) caso de existir éste, de /as propiedades elásticas de la roca y de la presión de poro Pp; Y, donde y ores es una suma de esfuerzos resistentes de la roca en el mismo punto, que dependen de un tensor de esfuerzos, de /as propiedades de resistencia de la roca y de un ángulo de fricción interna de la roca;

i) determinar una función F(9, e) como el factor de seguridad F evaluado en un punto de la elipse definida por la excentricidad e para un valor del ángulo 9.

El método de cálculo establece por hipótesis que existe una región de daño hipotético que tiene una frontera con la región donde no existe daño según una curva elíptica. En particular se define la familia de elipses determinada por el parámetro e, la excentricidad, tal y como define la etapa g). Igualmente, por hipótesis, aunque existe la zona de daño supuesta en la hipótesis anterior, en contra de lo que consideraría un experto en la materia, se considerará que la tensión en esta frontera elíptica está determinada por solución elástica tomando como una de las fuerzas externas actuantes la presión del fluido de perforación si este existe.

Ya se ha indicado que para el valor de la excentricidad e = 1 se tiene la circunferencia que coincide con la pared generada por la herramienta de perforación en la sección s. El radio de esta circunferencia se va a denotar como R. Para cualquier otro valor de la excentricidad e, la curva r (0) paramétrica en función del ángulo y que recorre la elipse puede definirse por la expresión

donde 9 es el ángulo que recorre el intervalo [0,2 n), R es el radio de la circunferencia del pozo en la sección s, y r es la distancia del centro del pozo al punto de la curva elíptica de excentricidad e establecido por el ángulo 9.

Se ha indicado que "puede definirse" ya que existen infinitas curvas paramétricas que recorren la misma elipse; no obstante, el método es independiente de la expresión matemática utilizada para representar la elipse. De este modo, cualquier modo de representar la misma elipse se considera equivalente al método según la invención.

Por último, de acuerdo a la invención, el método establece la región del daño de acuerdo a las siguientes etapas:

j) establecer un valor umbral de corte 9 o < n/2;

k) determinar el valor de la excentricidad 9o más cercano a la unidad que verifica F (9o ,eo) = fo, donde fo es un valor de referencia preestablecido cercano a la unidad;

l) establecer como región de daño, de acuerdo a la sección s del pozo y en la cota z vertical, la región intersección entre la elipse de excentricidad eo y una circunferencia de la sección s del pozo.

El factor de seguridad F está definido como el cociente de solicitaciones o esfuerzos externos que actúan sobre la roca respecto de los esfuerzos resistentes. Si las solicitaciones externas superan los esfuerzos resistentes entonces existe daño en la roca. Cuando las fuerzas resistentes se equiparan a las fuerzas resistentes el factor de seguridad toma el valor unidad. No obstante, en lugar del valor 1 es posible adoptar un valor de seguridad preestablecido fo distinto de la unidad y que se establece por el experto en la materia según cada caso particular.

En la práctica se va incrementando el valor de la excentricidad desde la excentricidad mínima, hasta que se encuentra un valor de la excentricidad eo para el que F alcanza el valor fo. F no está valorado en n/2 ya que en todos los casos se ha encontrado que la función F crece asintóticamente a infinito cuando el ángulo 9 se aproxima a n/2.

Con este comportamiento asintótico de F un experto en la materia se vería desincentivado a utilizar la función factor de seguridad F para establecer el valor de la excentricidad o considerar que el daño está limitado por una curva elíptica. De forma sorprendente, no obstante, se ha probado experimentalmente que estableciendo un valor de corte 00 < n/2 para valorar F (9, e) y establecer la excentricidad e⁰que hace que dicha función no supere el valor f⁰y el método permite identificar adecuadamente la elipse que corresponde a la región de daño observada en los resultados experimentales.

Una vez determinada la excentricidad eo que cumple el criterio anterior, el método establece como región de daño la situada entre la elipse de excentricidad e⁰y la circunferencia.

Con esta región de daño se tiene por ejemplo determinado el volumen de derrumbe por unidad de longitud en la sección s situada a una cota z. La aplicación del método a lo largo de una pluralidad de puntos discretos de la coordenada vertical permite establecer: a) si en todos puntos de la perforación es posible establecer parámetros de perforación que la hacen viable; y, b) si esta perforación es viable permiten determinar la configuración y volúmenes del daño en función de la cota vertical y por lo tanto establecer los parámetros de perforación óptimos.

Descripción de los dibujos

Estas y otras características y ventajas de la invención, se pondrán más claramente de manifiesto a partir de la descripción detallada que sigue de una forma preferida de realización, dada únicamente a título de ejemplo ilustrativo y no limitativo, con referencia a las figuras que se acompañan.

Figura 1 En esta figura se muestra un esquema de realización de un pozo en un yacimiento de petróleo, definido por una trayectoria de perforación, donde en un punto determinado de la trayectoria se establece una sección S sobre la que se quiere determinar la región de daño.

Figura 2 En esta figura se muestra un esquema de realización de un pozo en sección así como un par de elipses con distinta excentricidad utilizadas en las etapas de cálculo de acuerdo a la invención.

Figura 3 En esta figura se muestra una gráfica de tensiones en la periferia de una familia de elipses. La familia de elipses está representada mediante una pluralidad de curvas identificadas con una fecha en la que se muestra la dirección en la que crece la excentricidad. Las abscisas muestran el ángulo en la sección tomando como referencia el punto de tensión mínima.

Figura 4 En esta figura se muestra una imagen de un tramo vertical del pozo en la que se ha medido el ancho del daño en función de la cota vertical. Las regiones con daño se muestran más oscuras.

Figura 5 En esta figura se muestran dos gráficas relacionadas entre sí, a la izquierda se muestra una figura con el factor de seguridad F en función de la excentricidad e con un valor unidad para considerar el factor de equilibrio entre las solicitaciones eternas y las fuerzas resistentes. Determinada la excentricidad a la derecha se muestra la elipse con dicha excentricidad que determina el área transversal del daño.

Figura 6 En esta figura se reproduce parcialmente la figura número 1 como ejemplo de realización donde la determinación del daño se lleva a cabo en un conjunto discreto de la trayectoria de perforación para posteriormente evaluar el volumen de derrumbe y así llevar a cabo la perforación conforme a los parámetros estimados según un ejemplo de realización.

Exposición detallada de la invención

La presente invención, de acuerdo al primer aspecto inventivo, es un método de estimación de la región de daño por derrumbe en la pared de un pozo durante la operación de perforación para la inyección o producción de un yacimiento de gas o petróleo.

En la figura 1 se muestra esquemáticamente la sección de un yacimiento con reservas en petróleo, donde la línea superior representa la superficie del yacimiento y el volumen de la reserva identificado por la línea inferior (Rs) en cuyo interior se encuentra un pozo (P).

El pozo (P) es una perforación de sección circular S que se extiende a lo largo de una trayectoria representada por una curva. La curva se muestra en la figura 1 comenzado desde la superficie, descendiendo en una trayectoria casi vertical, y tras incrementar su inclinación terminando en un tramo casi horizontal.

A lo largo de esta trayectoria, se desea calcular la región de daño en una sección S situada a una cota z. En esta cota z la tangente n a la trayectoria coincide con la normal al plano de corte transversal donde se desea determinar la región de daño.

Mediante una línea discontinua se ha representado el plano transversal a la trayectoria de perforación del pozo en punto preestablecido.

La figura 2 muestra esquemáticamente una circunferencia en línea gruesa que representa la pared teórica de perforación en el plano de la sección s.

Para determinar la región de daño se genera en un sistema computacional un modelo geomecánico del yacimiento al menos incorporando los datos de roca y sus propiedades mecánicas y se establece el campo de tensiones in situ. El modelo geomecánico establece una relación entre el campo de fuerzas actuantes en un determinado punto del dominio y las propiedades del material.

Para cada caso es necesario determinar las fuerzas que actúan en un punto, entre ellas se encuentran las producidas por los fluidos almacenados bajo presión en rocas porosas o también las presiones debidas al fluido de perforación inyectado durante la perforación del pozo, caso de existir.

Adicionalmente, se genera, en este ejemplo en el sistema computacional, un modelo fluídico del mismo yacimiento que al menos modeliza el medio poroso adecuado para albergar líquido. Si en la perforación se hace uso de fluido de perforación entonces el modelo fluídico debe incorporar igualmente este fluido y la interacción con las paredes del pozo. El modelo fluídico incluye la presión de poro en el medio poroso.

Dado que las deformaciones de los medios porosos dan lugar cambios en el modelo fluídico y, las cargas de este influyen en el modelo geomecánico, ambos modelos deben estar acoplados.

A través de los modelos geomecánico y fluídico es posible determinar la presión del poro Pp, el estado tensional y las propiedades mecánicas de la roca en la sección s. En particular también es posible determinar la presión del fluido de perforación caso de hacer uso de él.

Dada la dirección normal al plano de la sección s, mediante un giro en torno a dicha normal se establece una dirección donde la tensión es mínima o-mín y una dirección, que es perpendicular a la anterior, donde la tensión es máxima o-max. Estas direcciones son las que se utilizan como ejes de referencia para establecer el lugar donde se pro- duce el daño y su extensión.

Establecidos los ejes, se determina a partir del modelo geomecánico el estado tensional en la roca a lo largo de la curva definida por la circunferencia que corresponde a la pared de la perforación. A partir del estado tensional, se calcula el valor de la tensión equivalente determinando el arco de curva donde dicha tensión equivalente es mayor que la tensión admisible de la roca.

Este arco se encuentra centrado en n/2 debido a la forma de construir los ejes de referencia y su anchura es el ángulo de derrumbe 0br.

En la figura 2 se muestran ambos ejes que son los ejes que van a corresponder a los lados mayores y menores de una familia de elipses. Esta familia de elipses está parametrizada por medio de la excentricidad e. Para un valor de la excentricidad igual a 1 la elipse es la circunferencia de radio R que corresponde a la circunferencia que representa la pared del pozo según la sección s. Para valores crecientes de la excentricidad e se tienen elipses que tienen un extremo del lado mayor que se adentra en la roca mientas que el lado menor resulta ser menor que el radio del pozo R. De las elipses así obtenidas tendrá especial interés la parte de la elipse que se adentra en la roca y que será la curva que define la región de daño.

Los puntos donde comienza y termina el ángulo de derrumbe son los puntos donde se establece la intersección entre la circunferencia y cualquiera de las elipses de la familia parametrizada en e.

Los valores de 2a y de 2b, en la figura 2, identifican la longitud y la anchura de una determinada elipse. Se muestran igualmente dos elipses de excentricidad e¹y e⁰.

Para determinar la elipse que define la región de daño se hace uso del factor de seguridad

„ 2 ®ext

P = 2₂- _C--_r-_e-_s-

donde 2 oext es la suma de solicitaciones externas sobre la roca en un determinado punto de la roca, que dependen al menos de las tensiones in situ, de la densidad del fluido de perforación (y) caso de existir éste, de las propiedades elásticas de la roca y de la presión de poro P^p ; y, donde 2 ores es la suma de esfuerzos resistentes de la roca en el mismo punto, que dependen del tensor de esfuer-zos, de las propiedades de resistencia de la roca y del ángulo de fricción interna de la roca.

Este factor de seguridad depende del ángulo y del factor de excentricidad donde el valor unidad identifica el equilibrio entre las solicitaciones y la capacidad resistente. Roto este equilibrio se considera que existe daño. No obstante, es posible que un experto en la materia elija valores fo distintos a la unidad, aunque próximos, por ejemplo como factor de seguridad. Valores válidos de fo son los comprendidos en el rango [0.7, 1.3], y más preferentemente en el rango [0.8, 1.2], y más preferentemente en el rango [0.9, 1.1] y más preferentemente en el rango [0.95, 1.05].

En la figura 3 se muestra una gráfica de la tensión en función del ángulo 9 donde para valores próximos a^ /2, identificados en la figura como cercanos a 90 dado que está expresada en grados en lugar de radianes, la tensión adquiere valores asintóticamente elevados al crecer la excentricidad.

Este hecho inhabilita el enfoque de acuerdo al estado de la técnica para la estimación del daño ya que en ningún caso se consideraría que existe una situación segura.

Con esta hipótesis, la zona del extremo de la elipse alcanza valores no admisibles casi en cualquier caso lo que invalidaría este método de determinación de la región de daño. No obstante, se ha comprobado que si se supera este prejuicio eliminando valores por encima del valor ⁰⁰< rc/2 preespecificado entonces el método predice con gran precisión la región de daño.

Después de haber establecido do < n/2, se determina el valor de la excentricidad eo más cercano a la unidad que verifica F (do, eo) = fo, donde f⁰es el valor de referencia preestablecido cercano a la unidad.

La figura 4 muestra una imagen de la pared perforada en un pozo mostrando las zonas donde se ha producido daño. Las letras N, E, S y W identifican Norte, Este, Sur y Oeste respectivamente y corresponden a un desarrollo perimetral de 360 grados (2^ radianes).

La imagen está tomada a posteriori, una vez perforado el pozo o bien obtenida por sensado durante la perforación.

Las manchas oscuras son zonas de daño en la pared a partir de las cuales es posible determinar la anchura de daño a una determinada cota vertical z pero no permiten establecer ni la profundidad en la pared ni tampoco proveen de su determinación antes de llevar a cabo la perforación.

La figura 5 muestra una gráfica de la función F (do, e) = fo = 1 con la excentricidad e como parámetro libre. Es donde la función toma este valor fo = 1, el que determina la excentricidad e que a su vez define una única elipse de la familia de elipses anteriormente definida.

En este ejemplo de realización la elipse tiene una excentricidad de 0.4. A la derecha de la figura se muestra un cuarto de circunferencia, la circunferencia que representa la sección de la pared del pozo, y también un cuarto de la elipse de excentricidad 0.4. El área interna de la elipse de excentricidad 0.4 es la que se establece como región de daño.

Dada esta región de daño, es posible repetir el método para una pluralidad de secciones S distribuidas a lo largo de la trayectoria de perforación. La interpolación de las secciones de daño a lo largo de un tramo de la trayectoria de perforación es posible determinar el volumen de derrumbe es ese tramo antes de llevar a cabo la perforación.

Con el volumen de derrumbe es posible establecer parámetros de inyección del fluido de perforación que permitan evacuar el volumen derrumbado. Si no es así, el método permite recalcular el volumen de derrumbe cambiando las condiciones de presión establecida por el fluido de perforación. Por ejemplo, si se incrementa la densidad y del fluido de perforación la presión sobre las paredes del pozo se incrementa y compensan los esfuerzos que ejerce la roca eliminada en la perforación y que da lugar a la superficie libre, dado que ahora dejan de ejercer su función estructural. De esta forma la región de daño se reduce dado que los esfuerzos de presión contra la pared ejercen este esfuerzo compensatorio.

Este esfuerzo tiene un límite ya que un incremento excesivo en la densidad del fluido de perforación puede producir una presión excesivamente elevada como para ser soportada por la pared del pozo generando grietas.

Por lo tanto, en este ejemplo de realización se ve cómo la región de daño depende de los parámetros utilizados en el cálculo del estado tensional en el punto donde se ha trazado el plano de sección S, y en particular de la presión del fluido de perforación.

El posible simular distintas condiciones de daño para una pluralidad de densidades de fluido de perforación y establecer aquellas que dan lugar a un volumen de derrumbe inferior al límite admisible por los medios instalados en el pozo.

Como aplicación del método de determinación del daño, según un ejemplo de realización, se va a establecer un método de perforación.

En este método, tal y como muestra la figura 6, se establecer una discretización t¡ = 1. N de la coordenada (t) a lo largo de la trayectoria de perforación. Si la perforación es vertical, el parámetro t coincide con la coordenada z vertical.

Una vez establecido el diámetro D de perforación del pozo y una trayectoria de perforación a través del modelo geomecánico y del modelo fluídico del yacimiento, para cada ti, se determina la sección Si transversal de diámetro D y, en dicha sección Si, para una pluralidad de valores de densidad del fluido de perforación y-, j = 1.. M se llevan a cabo los siguientes pasos:

¡. determinar la presión del poro pp, la tensión máxima omax, la tensión mínima omín y las propiedades mecánicas de la roca;

ii. determinar el estado tensional de la roca en dicha sección Si al menos en función de los datos de la etapa anterior;

¡i¡. determinar en la sección S¡ la región y fij ( y] , S) de daño según el método ya descrito

y el valor del área Ay- ( y- ,S¡) = llRj (yj,S¡)ll de dicha región (yj,S¡) Re;

A continuación, para cada coordenada (t) de la discretización ti = 1..N:

¡v. se determina una correspondencia V¡ (y]) entre los valores discretos de densidad del fluido de perforación y] j = 1..M y el valor del área Aylj ( y- ,S), esta segunda interpretada como volumen (V) de desprendimiento de la pared del pozo por unidad de longitud perforada;

v. se determina una combinación de velocidad de perforación (v), densidad (y) del fluido de perforación inyectado y caudal (Q) del mismo, tal que establezca un volumen de material Ve (v,y, Q) a descargar, material cortado por la broca más el material de desprendimiento V¡ ( yj), inferior al determinado por el sistema de perforación, a fin de permitir retirar el volumen de material que se desprende del pozo sin que colapse la broca de perforación.

Después de haber determinado los parámetros de perforación, se lleva a cabo la perforación del pozo de acuerdo a los valores de velocidad de perforación (v), densidad del fluido de perforación (y) inyectado y caudal del mismo (Q) para cada coordenada de la trayectoria de perforación.

La operación de perforación descarga la suma de dos volúmenes de material, el material que es cortado por la broca más el material que se derrumba cerca de la broca porque la zona dañada corresponde a material que muestra una tensión superior a la tensión admisible de la roca en ese lugar y luego se derrumba. La suma de los dos volúmenes es retirado por el fluido de perforación inyectado.

Una persona experta en sistemas de perforación, según su práctica, determina el volumen máximo de material que puede evacuar el sistema de perforación teniendo en cuenta al menos la densidad (y) del fluido de perforación inyectado y el caudal (Q) es decir, sabe cuánto material puede evacuar el sistema de perforación en esas condiciones de perforación, concretamente las relacionadas con el fluido de perforación que se inyecta. Cabe señalar que, aparte de las variables relacionadas con el fluido de perforación que se va a inyectar, el experto en la materia, según su práctica, puede utilizar otras variables relacionadas con el sistema de perforación per se, como las dimensiones de las tuberías o las características de la bomba, para afinar el volumen máximo de material que puede evacuar el sistema de perforación.

La invención proporciona la correspondencia V'( y-), el volumen que se desprende al perforar, y resuelve así el problema de determinar con precisión el volumen de material a descargar. Este material a descargar es menor que el determinado por el sistema de perforación. El resto de la característica es sólo una aclaración que indica que el resultado de utilizar la combinación de parámetros (velocidad de perforación (v), densidad (y) del fluido de perforación inyectado y caudal (Q) cumpliendo la condición especificada permite extraer el volumen de material del pozo sin que se colapse la broca.

De acuerdo con la invención, el experto puede determinar la velocidad de perforación (v), la densidad (y) del fluido de perforación inyectado y el caudal (Q) para cada coordenada de la trayectoria del pozo, ya que para cada densidad (y) conoce el volumen del material que colapsa Vi( y /).

Una segunda aplicación del método según la invención es la estimación de la profundidad del daño en la pared del pozo (en inglés "caliper"). Dado que por hipótesis se ha determinado la configuración de la región del daño como elíptica, se toma el valor de b - R, la diferencia entre el semilado mayor de la elipse y el radio de la pared del pozo como valor estimado de la profundidad del daño.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método implementado en ordenador de estimación de una región de daño por derrumbe en una pared de un pozo durante una operación de perforación, y que comprende las etapas de:

a) generar un modelo geomecánico de un dominio que comprende una trayectoria del pozo a perforar al menos incorporando datos de roca y sus propiedades mecánicas para un campo de tensiones in situ preespecificado;

b) generar, un modelo fluídico del mismo dominio al menos incorporando datos del fluido de perforación donde dicho modelo fluídico modeliza la roca como un medio poroso y comprende una presión de poro en dicho medio poroso;

d) determinar una presión de fluido de perforación, en caso de haberlo, la presión del poro pP, la tensión máxima o w la tensión mínima o-mín y las propiedades mecánicas de la roca en la sección a partir del modelo geomecánico;

e) determinar un estado tensional a(9) de la roca en una periferia de la sección S de la perforación al menos en función de los datos de la etapa anterior, donde:

i. a es el valor escalar de la tensión equivalente,

ii. 9 es el ángulo respecto de un sistema de ejes situados en la sección S de la perforación, centrados en el centro de dicha sección S y con una orientación en el plano que contiene la sección S, tal que a( 9 = 0) = o-mín y a ( 9 = n/ 2) = o-máx;

f) determinar un ángulo de derrumbe 9br como el ángulo centrado en 9 = n/ 2 y que abarca un arco de la periferia de la sección S donde la tensión a( 9) es mayor que una tensión admisible de la roca;

g) definir una familia de elipses de excentricidad e, contenidas en el plano de la sección S, donde la excentricidad e se define como una relación entre el lado semimenor y el lado a semimayor de la elipse, tal que:

iii. una elipse que corresponde al valor de excentricidad e = 1es una circunferencia establecida por la sección S circular del pozo; y,

iv. una intersección entre otra elipse y dicha sección S circular del pozo se establece al menos en los puntos n/ 2 0br/ 2 y n/ 2 - 0br/ 2 así como en sus simétricos -^/2 0br/ 2 y - rc/2 - 0br / 2 respectivamente;

h) definir un factor de seguridad

2 ®ext

P = 2 ------

2 ®res

donde 2 oext es la suma de solicitaciones externas sobre la roca en un determinado punto de la roca, que dependen al menos de las tensiones in situ, de la densidad del fluido de perforación (y), en caso de existir éste, de las propiedades elásticas de la roca y de la presión de poro pp; y, donde 2 ores es una suma de esfuerzos resistentes de la roca en el mismo punto, que dependen de un tensor de esfuerzos, de propiedades de resistencia de la roca y de un ángulo de fricción interna de la roca;

i) determinar una función F( 9, e) como un factor de seguridad F evaluado en un punto de la elipse definida por la excentricidad e para un valor del ángulo 9;

j) establecer un valor umbral de corte ⁰⁰< n/ 2;

k) determinar el valor de la excentricidad eo más cercano a la unidad que verifica F (9o, eo) = f⁰, donde f⁰es un valor de referencia preestablecido cercano a la unidad;

l) establecer como región de daño, de acuerdo a la sección s del pozo y en la cota z vertical, la región intersección entre la elipse de excentricidad e⁰y una circunferencia de la sección s del pozo.

2. El método según la reivindicación 1, donde una estimación de una profundidad de daño bd en la pared se calcula como una diferencia entre el lado mayor b de la elipse de excentricidad e⁰y un radio de la circunferencia de la sección s del pozo.

3. El método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, donde una estimación de un ángulo de anchura del daño en la pared se calcula como un ángulo abarcado entre los puntos de intersección entre la elipse de excentricidad e⁰y la circunferencia de la sección del pozo.

4. Un método de perforación de un pozo utilizando una broca para perforar un pozo de un diámetro de perforación D a una velocidad de perforación (v) e, inyectando un fluido de perforación con una densidad (y) y un caudal (Q) durante el proceso de perforación, para la inyección o producción de un yacimiento de gas o petróleo, que comprende las etapas de:

1. llevar a cabo las etapas a) y b) de la reivindicación 1;

2. establecer el diámetro D de perforación del pozo y la trayectoria de perforación a través del modelo geomecánico y del modelo fluídico del yacimiento;

3. establecer una discretización ti = 1.. N de una coordenada (t) a lo largo de la trayectoria de perforación;

4. para cada ti, determinar una sección S; transversal de diámetro D y, en dicha sección Si, para una pluralidad de valores de densidad del fluido de perforación yj ,j = 1..M determinar en la sección Si la región ( yfi) ( ( yj ,Si) de daño según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3 y el valor del área ( Aj ( y- ,Si) = ll R¿ ( y- ,Si) ll de dicha región R¿ ( yj ,Si);

5. para cada coordenada (t) de la discretización ti = 1.. N establecer:

- una correspondencia Vi ( yj ) entre los valores discretos de densidad del fluido de perforación yj ,j = 1.. M y el valor del área A’- ( yj ,Si) de la región R- ( yj ,Si), esta segunda siendo interpretada como un volumen (V) de desprendimiento de la pared del pozo por unidad de longitud perforada;

- se determina una combinación de velocidad de perforación (v), densidad (y) del fluido de perforación inyectado y caudal (Q) del mismo, tal que establezca un volumen de material Ve (v,y, Q) a descargar, material cortado por la broca más el material de desprendimiento Vi (yj), inferior al determinado por el sistema de perforación, a fin de permitir retirar el volumen de material que se desprende del pozo sin que colapse la broca de perforación;

6. llevar a cabo la perforación del pozo de acuerdo a los valores de velocidad de perforación (v), densidad del fluido de perforación (y) inyectado y caudal del mismo (Q) para cada coordenada de la trayectoria de perforación.

5. Un producto constituido por un programa de ordenador que comprende instrucciones tales que, cuando el programa es ejecutado en un ordenador, dan lugar a que el ordenador lleve a cabo un método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3.