MX2007016586A - Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. - Google Patents

Abstract

Un metodo y aparato asociados con varias fases de una completacion de pozo. En una modalidad, se describe un metodo que incluye identificar primeras leyes fisicas principales que gobiernan el rendimiento de una completacion de pozo y parametros asociados con las primeras leyes fisicas principales o el pozo. Un simulador de fisica acoplada se selecciona basandose en las primeras leyes fisicas principales. Despues, un limite de fisica acoplada se genera basandose en el simulador de fisica acoplada que incorpora las primeras leyes fisicas principales y los parametros.

Description

MODELAJE DE POZO ASOCIADO CON EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS A PARTIR DE YACIMIENTOS SUBTERRÁNEOS DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta sección se pretende para introducir al lector a varios aspectos del arte, el cual puede asociarse con modalidades ejemplares de las presentes técnicas, que se describen y/o reclaman en lo siguiente. Esta discusión se cree que es útil para proporcionar al lector con información para facilitar un mejor entendimiento de los aspectos particulares de las presentes técnicas. Por consiguientes, se debe entender que estas declaraciones se leerán en esta vista, y no necesariamente como admisiones de la técnica anterior . La producción de hidrocarburos, tal como petróleo y gas, se ha realizado durante muchos años. Para producir estos hidrocarburos, uno o más pozos de un campo típicamente se perforan en una ubicación subterránea, la cual generalmente se refiere como yacimiento o depósito subterráneo. El proceso para producir hidrocarburos a partir de la ubicación subterránea típicamente involucra varias fases desde una fase de selección de concepto hasta una fase de producción. Típicamente, varios modelos y herramientas se utilizan en las fases de diseño antes de la producción de los hidrocarburos para determinar las ubicaciones de los pozos, estimar el rendimiento de pozo, estimación de reservas, y el plan para el desarrollo de las reservas. Además, el yacimiento subterráneo puede analizarse para determinar el flujo de los fluidos y las propiedades estructurales o parámetros de la geología rocosa. En la fase de producción, los pozos operan para producir los hidrocarburos a partir de la ubicación subterránea . Generalmente, las fases desde la selección de concepto hasta la producción se realizan en operaciones en serie. Por consiguiente, los modelos utilizados en las diferente fases se especializan y se dirigen a una aplicación específica para esa fase. Como resultado de esta especialización, los modelos de pozos empleados en diferentes fases típicamente utilizan suposiciones simplistas para cuantificar el potencial de rendimiento de pozo, que presentan errores en la evaluación del rendimiento de pozo y el análisis. Los errores en la predicción y/o evaluación del rendimiento de pozo pueden impactar la economía para el desarrollo de campo. Por ejemplo, durante una de las fases de diseño de pozo, tal como una fase de completación de pozo, el no explicar precisamente los efectos de la geometría de la completación de pozo, las condiciones de producción, los efectos geomecánicos y los cambios en las composiciones de fluido producido pueden resultar en errores de estimación de las tasas de producción. Después, durante la fase de producción subsiguiente, las tasas de producción actuales y el rendimiento de pozo pueden malinterpretarse debido a los errores en modelos de rendimiento de pozo simplificados. Como resultado, acciones correctivas de pozo (es decir, trabajos de complemento de pozos) , que son costosos y potencialmente inefectivos, pueden utilizarse en intentos por estimular la producción del pozo. Además, otros modelos de ingeniería pueden diseñarse específicamente para una aplicación particular u oportunidad de desarrollo. Estos modelos pueden complicarse demasiado y requerir grandes cantidades de tiempo para procesar la información específica para la aplicación particular. Es decir, los modelos de ingeniería son demasiado complejos y toman cantidades considerables de tiempo para realizar los cálculos para un solo pozo de interés. Debido a que estos modelos se dirigen en aplicación específica u oportunidades de desarrollo, no es práctico o posible llevar a cabo diferentes estudios para optimizar el diseño de completación de pozo y/o utilizar el modelo de ingeniería para asegurar que cada pozo esté produciendo en su máxima capacidad. Por consiguiente, existe la necesidad de un método y aparato para modelar el rendimiento de pozo para predicción, evaluación, optimización y caracterización de un pozo en varias fases del desarrollo de pozo basándose en un modelo físico acoplado Otro material relacionado puede encontrarse en P. Marchina y A. Onaisi, "Simulaciones Acopladas de Depósito-Geomecánica: Una Herramienta Poderosa para el Diseño y Operación de Pozos en un Ambiente de HP-HT'J SPE 92546, 23 de febrero de 2005; R. C. Bachman et al., "Simulación Acoplada de Flujo de Depósito, Geomecánica y Obturación de Yacimiento con Aplicación a Reinyección de Agua Producida a Alta Velocidad", SPE 79695, 3 de febrero de 2003; D.P. Yale, "Modelaje Acoplado de Geomecánica-Flujo de Fluido: Efectos de Plasticidad y Alteración de Permeabilidad", SPE 78202, 20 de octubre de 2003. En una modalidad se describe un método. El método incluye identificar las primeras leyes físicas principales que gobiernan el rendimiento de un pozo y parámetros asociados con las primeras leyes físicas principales y/o el pozo. Por lo menos un simulador de física acoplada se selecciona basándose por lo menos en una de las primeras leyes físicas principales. Entonces, un límite de física acoplada se genera basándose por lo menos en un simulador de física acoplada que incorpora las primeras leyes físicas principales y la pluralidad de parámetros. En una modalidad alternativa, se describe un aparato. El aparato incluye un procesador con una memoria acoplada al procesador y una aplicación o instrucciones que se pueden leer por computadora que es accesible por el procesador. La aplicación se configura para obtener primeras leyes físicas principales para una completación de pozo; obtener parámetros asociados con las primeras leyes físicas principales y/o la completación de pozo; obtener simuladores de física acoplada basados en las primeras leyes físicas principales y generar un límite de física acoplada a partir de los simuladores de física acoplada. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Lo anterior y otras ventajas de la presente técnica pueden volverse aparentes con la lectura de la siguiente descripción detallada y con referencia a los dibujos en los cuales : La FIGURA 1 es un sistema de producción ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; la FIGURA 2 es un sistema de modelaje ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; la FIGURA 3 es un diagrama de flujo ejemplar del desarrollo de las superficies de respuesta para los límites de operabilidad de pozo de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; la FIGURA 4 es un diagrama ejemplar de la reducción de pozo contra la sobreexplotación del área de drenaje del pozo en la FIGURA 1 de acuerdo con las presentes técnicas; la FIGURA 5 es un diagrama de flujo ejemplar del desarrollo de las superficies de respuesta para los límites de productividad del pozo de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 6A y 6B son diagramas ejemplares de limites de productividad de pozo del pozo en la FIGURA 1 de acuerdo con las presentes técnicas; la FIGURA 7 es un diagrama de flujo ejemplar del desarrollo de los límites físicos acoplados de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; la FIGURA 8 es un diagrama ejemplar de la reducción contra la sobreexplotación del pozo en la FIGURA 1 de acuerdo con las presentes técnicas; la FIGURA 9 es un diagrama de flujo ejemplar de la optimización de los límites técnicos de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; y las FIGURAS 10A-10C son diagramas ejemplares de la optimización de rendimiento del pozo en la FIGURA 1 de acuerdo con las presentes técnicas. En la siguiente descripción detallada, las modalidades específicas de la presente invención se describirán junto con sus modalidades preferidas. Sin embargo, al grado en que la siguiente descripción sea específica para una modalidad particular o un uso particular de las presentes técnicas, ésta se pretende para ser ilustrativa solamente y sólo proporciona una descripción concisa de las modalidades ejemplares. Por consiguiente, la invención no se limita a las modalidades específicas descritas en lo siguiente, sino de hecho, la invención incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caigan dentro del alcance verdadero de las reivindicaciones anexas. La presente técnica se dirige al desarrollo de límites técnicos de física acoplada para su utilización en rendimiento de pozo para la predicción, evaluación y caracterización de pozo. Bajo la presente técnica, una familia de simuladores de física acoplada que simulan el fenómeno físico y las primeras leyes principales correspondientes que gobiernan el rendimiento de pozo se utilizan para desarrollar límites técnicos de física acoplada. Los límites técnicos de física acoplada definen un potencial de rendimiento final de pozo al explicar simultáneamente los diferentes fenómenos físicos que afectan el rendimiento de pozo y por consiguiente proporcionan comprensiones para mejorar la producción de hidrocarburos al proporcionar herramientas basadas en física completa para cuantificar el rendimiento de pozo. Regresando ahora a los dibujos, y con referencia inicialmente a la FIGURA 1, se ilustra un sistema 100 de producción ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas. En el sistema 100 de producción ejemplar, una instalación 102 de producción flotante se acopla a un pozo 103 que tiene un árbol 104 submarino localizado en el fondo 106 del mar. Para acceder al árbol 104 submarino, un cordón 112 umbilical de control puede proporcionar una trayectoria de flujo de fluido entre el árbol 104 submarino y la instalación 102 de producción flotante junto con un cable de control para comunicarse con varios dispositivos dentro del pozo 103. A través de este árbol 104 submarino, la instalación 102 de producción flotante accede a un yacimiento 108 subterráneo que incluye hidrocarburos, tal como petróleo y gas. Sin embargo, se debe observar que el sistema 100 de producción se ilustra para propósitos ejemplares y las presentes técnicas pueden ser útiles en la producción de fluidos a partir de cualquier ubicación. Para acceder al yacimiento 108 subterráneo, el pozo 103 penetra el fondo 106 del mar para formar un sondeo 114 que se extiende hasta y a través de por lo menos una porción del yacimiento 108 subterráneo. Como puede apreciarse, el yacimiento 108 subterráneo puede incluir varias capas de roca que pueden o no incluir hidrocarburos y pueden referirse como zonas. En este ejemplo, el yacimiento 108 subterráneo incluye una zona o intervalos 116 de producción. Esta zona 116 de producción puede incluir fluidos, tal como agua, petróleo y/o gas. El árbol 104 submarino, el cual se coloca sobre el sondeo 114 en el fondo 106 del mar, proporciona una interconexión entre dispositivos dentro del sondeo 114 y la instalación 102 de producción flotante. Por consiguiente, el árbol 104 submarino puede acoplarse a una sarta 118 de tubería de producción para proporcionar las trayectorias de flujo de fluido y un cable 120 de control para proporcionar trayectorias de comunicación, que pueden interconectarse con el cordón 112 umbilical de control en el árbol 104 submarino. El sondeo 114 también puede incluir varias tuberías de revestimiento para proporcionar soporte y estabilidad para el acceso al yacimiento 108 subterráneo. Por ejemplo, sartas 122 de tubería de revestimiento superficial pueden instalarse desde el fondo 106 del mar hasta una ubicación bajo el fondo 106 del mar. Dentro de las sartas 122 de tubería de revestimiento superficial, puede utilizarse una sarta 124 de tubería de revestimiento de producción o intermedia para proporcionar soporte para las paredes del sondeo 114. La sarta 124 de tubería de revestimiento de producción puede extenderse hasta una profundidad cerca o a través del yacimiento 108 subterráneo. Si la sarta 124 de tubería de revestimiento de producción se extiende a través del yacimiento 108 subterráneo, entonces pueden crearse perforaciones 126 a través de la sarta 124 de tubería de revestimiento de producción para permitir que fluidos fluyan hacia el sondeo 114. Además, las sartas 122 y 124 de tubería de revestimiento superficial y de producción pueden cementarse en una posición fija mediante un revestimiento o forro 125 de cemento dentro del sondeo 114 para proporcionar estabilidad para el pozo 103 y el yacimiento 108 subterráneo. Para producir hidrocarburos a partir del yacimiento 108 subterráneo, pueden utilizarse varios dispositivos para proporcionar control de flujo y aislamiento entre diferentes porciones del sondeo 114. Por ejemplo, una válvula 128 de seguridad subterránea puede utilizarse para bloquear el flujo de fluidos de la sarta 118 de tubería de revestimiento de producción en caso de ruptura o rompimiento en el cable 120 de control o el cordón 112 umbilical de control sobre la válvula 128 de seguridad subterránea. Además, la válvula 130 de control de flujo puede ser una válvula que regula el flujo de fluido a través del sondeo 114 en ubicaciones específicas. También, una herramienta 132 puede incluir un tamiz de arena, válvula de control de flujo, herramienta de filtro de grava, u otro dispositivo de completación de pozo similar que se utiliza para manejar el flujo de fluidos desde el yacimiento 108 subterráneo a través de las perforaciones 126. Finalmente, obturadores 134 y 136 pueden utilizarse para aislar las zonas específicas, tal como la zona 116 de producción, dentro de la zona anular del sondeo 114. Como se observa en lo anterior, las diversas fases del desarrollo de pozo se realizan típicamente como operaciones en serie que utilizan modelos especializados o demasiado simplificados para proporcionar información específica sobre el pozo 103. Para los modelos simplistas, suposiciones generales sobre ciertos aspectos del pozo 103 resultan en errores que pueden impactar la economía de campo. Por ejemplo, la compactación es una cuestión de falla mecánica que tiene que dirigirse en el yacimiento 108 subterráneo débil, altamente comprimible. Típicamente, la compactación se evita al restringir la presión de flujo en el fondo de la perforación del pozo basándose en las leyes de hog o en las reglas del pulgar. Sin embargo, ninguna base técnica apoya esta práctica, lo cual limita la producción de hidrocarburos del pozo. Además, suposiciones fallidas durante las fases de diseño del pozo pueden resultar en las tasas de producción actuales que se malinterpretan durante la fase de producción. Por consiguiente, acciones correctivas costosas y potencialmente inefectivas pueden utilizarse en el pozo 103 en intentos para estimular la producción. Además, modelos complicados que explican las leyes físicas que gobiernan el rendimiento de pozo exigen mucho tiempo, son computacionalmente intensivas, y se desarrollan para un pozo particular de interés. Debido a que estos modelos complicados se dirigen a una aplicación específica, no es práctico llevar a cabo diferentes estudios para optimizar el diseño de completación y/o asegurar que otros pozos estén produciendo a su máxima capacidad basándose en estos modelos. Por ejemplo, un campo puede incluir numerosos pozos que producen hidrocarburos en una base diaria. No es práctico utilizar los modelos complicados para evitar fallas de pozo y optimizar el rendimiento de cada pozo. También, es poco razonable utilizar los modelos complicados durante cada fase del desarrollo de pozo debido al tiempo asociado con el análisis o procesamiento de los datos. Como tal, los modelos complicados dejan muchos pozos sin evaluar para fallas potenciales y se mantienen en un estado no optimizado. Benéficamente, la presente técnica se dirige a una herramienta de usuario que modela la predicción del rendimiento de pozo, evaluación, optimización y caracterización de un pozo. Bajo la presente técnica, superficies de respuesta basadas en modelos de ingeniería proporcionan límites de productividad de pozo y límites de operabilidad de pozo basados en la física. Alternativamente, simuladores de física acoplados de ingeniería se utilizan para desarrollar límites técnicos de física acoplada. El limites de productividad de pozo junto con el límite de operabilidad de pozo y los límites de física acoplada se utilizan para desarrollar limites de rendimiento de pozo integrados, que se discuten en lo siguiente en mayor detalle. Las superficies de respuesta pueden utilizarse para evaluar eficientemente el pozo a través de cada una de las diferentes fases del desarrollo de pozo. Por consiguiente, una modalidad ejemplar de la herramienta de usuario se discute en mayor detalle en la FIGURA 2. La FIGURA 2 es un sistema 200 de modelo ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas. En ese sistema 200 de modelo, un primer dispositivo 202 y un segundo dispositivo 203 pueden acoplarse a varios dispositivos 204, 206 y 208 de cliente mediante una red 210. El primer dispositivo 202 y el segundo dispositivo 203 pueden ser una computadora, servidor, base de datos u otro dispositivo basado en procesador, mientras que los otros dispositivos 204, 206, 208 pueden ser computadoras tipo laptop, computadoras de escritorio, servidores u otros dispositivos basados en procesador. Cada uno de esos dispositivos 202, 203, 204, 206 y 208 puede incluir un monitor, teclado, ratón y otras interfaces de usuario para interactuar con el usuario. Debido a que cada uno de los dispositivos 202, 203, 204, 206 y 208 puede localizarse en diferentes ubicaciones geográficas, tal como diferentes oficinas, edificios, ciudades, o países, la red 210 puede incluir diferentes dispositivos (no mostrados) , tales como, por ejemplo, enrutadores, conmutadores, puentes. También, la red 210 puede incluir una o más redes de área local, redes de área extensa, redes de área de servidor, o redes de área metropolitana, o una combinación de estos diferentes tipos de redes. La conectividad y uso de la red 210 mediante los dispositivos 202, 203, 204, 206 y 208 pueden entenderse por aquellos con experiencia en la técnica. El primer dispositivo 202 incluye una herramienta 212 de usuario que se configura para proporcionar diferentes límites de operabilidad de pozo y limites de productividad de pozo basados en las superficies 214 de respuesta para un usuario de los dispositivos 202, 204, 206 y/o 208. La herramienta 212 de usuario, la cual puede residir en la memoria (no mostrada) dentro del primer dispositivo 202 puede ser una aplicación, por ejemplo. Esta aplicación, la cual se describe además en lo siguiente, puede proporcionar representaciones basadas en computadora de una completación de pozo, así como el pozo 103 de la FIGURA 1, conectado a un depósito de petróleo o una cuenca de deposición, tal como un yacimiento 108 subterráneo de la FIGURA 1. La herramienta 212 de usuario puede implementarse como una hoja de cálculo, programa, rutina, paquete de software, o instrucciones de software que se pueden leer por computadora adicional en un programa existente, el cual puede escribirse en un lenguaje de programación de computadora, tal como Visual Basic, Fortran, C++, Java y similares. Desde luego, la memoria que almacena la herramienta 212 de usuario puede ser cualquier tipo convencional de dispositivo de almacenamiento que se puede leer por computadora utilizado para almacenar aplicaciones, que pueden incluir unidades de disco duro, discos flexibles, CD-ROM, y otros medios ópticos, cinta magnética y similares. Como parte de la herramienta 212 de usuario, varios modelos de ingeniería, los cuales se basan en modelos físicos acoplados complejos, pueden utilizarse para generar superficies de respuesta para varios modos de falla. Las superficies 214 de respuesta pueden incluir varios algoritmos y ecuaciones que definen los límites técnicos para el pozo para varios modos de falla. Además, la herramienta 212 de usuario puede acceder a superficies de respuesta previamente generadas, que pueden aplicarse a otros pozos. Es decir, la herramienta 212 de usuario puede basarse en una plataforma común para permitir que usuarios evalúen límites técnicos al mismo tiempo, posiblemente aun en forma simultánea. Además, la herramienta 212 de usuario puede configurarse para proporcionar resultados gráficos que definen el límite técnico y permiten al usuario comparar varios parámetros para modificar límites técnicos para mejorar las tasas de producción sin dañar el pozo. Estos resultados gráficos pueden proporcionarse en forma de gráficos o diagramas que pueden utilizarse para determinar ciertas limitaciones o la capacidad de producción mejorada para un pozo. En particular, estos límites técnicos pueden incluir los límites de operabilidad de pozo, límites de productividad de pozo y límites físicos acoplados, los cuales se discuten cada uno en lo siguiente en mayor detalle. El segundo dispositivo 203 incluye una herramienta 218 de física acoplada que se configura para integrar varios modelos de ingeniería en conjunto para una completación de pozo. La herramienta 218 de física acoplada, la cual puede residir en la memoria (no mostrada) dentro del segundo dispositivo 203, puede ser una aplicación, por ejemplo. Esta aplicación, la cual además se describe en lo siguiente en las FIGURAS 7 y 8, puede proporcionar representaciones basadas en computadora de una completación de pozo, tal como el pozo 103 de la FIGURA 1, conectado a un depósito de petróleo o una cuenca de deposición, tal como un yacimiento 108 subterráneo de la FIGURA 1. La herramienta 218 de física acoplada puede implementarse con un programa, rutina, paquete de software, o instrucciones de software que se pueden leer por computadora adicional en un programa existente, el cual puede escribirse en un lenguaje de programación de computadora, tal como Visual Basic, Fortran, C++, Java y similares. Desde luego, la memoria que almacena la herramienta 218 de física acoplada puede ser cualquier tipo convencional de dispositivo de almacenamiento que se puede leer por computadora utilizado para almacenar aplicaciones, que pueden incluir unidades de disco duro, discos flexibles, CD-ROM, y otros medios ópticos, cinta magnética y similares. Asociado con la herramienta 218 de física acoplada, varios modelos de ingeniería, que se basan en modelos de física acoplada complejos pueden utilizarse para generar límites 220 técnicos de física acoplada para varios modos de falla. Los límites 220 técnicos de física acoplada pueden incluir varios algoritmos y ecuaciones que definen los límites técnicos para el pozo o varios modos de falla que se basan en la física para la completación de pozo y la completación de pozo cercana. Similar a la herramienta 212 de usuario, los límites 220 técnicos de física acoplada pueden accederse por otros dispositivos, tales como dispositivos 202, 204, 206 y 208, y pueden configurarse para proporcionar resultados gráficos que definen el límite técnico. Una discusión más detallada de los límites de física acoplada o los límites técnicos de física acoplada se discuten en las FIGURAS 7 y 8 siguientes. Benéficamente, bajo la presente técnica, la operación del pozo puede mejorarse por límites técnicos derivados de utilizar la herramienta 212 de usuario que se basa en superficies 214 de respuesta desarrollada utilizando modelos de simulación de ingeniería o modelos de simulación computacional basados en ya sea diferencia finita, elemento finito geomecánico 3D, elemento finito, volumen finito u otro método de discretización numérica basado en puntos o rejillas/celdas utilizado para resolver diferentes ecuaciones parciales. A diferencia de los modelos de ingeniería complicados, la herramienta 212 de usuario se basa en superficies 214 de respuesta que se derivan del uso de modelos de ingeniería no diseñados para una aplicación específica u oportunidad de desarrollo. La herramienta 212 de usuario basada en las superficies 214 de respuesta pueden utilizarse para una variedad de diferentes pozos. Es decir, las superficies 214 de respuesta pueden representar modelos de ingeniería detallados sin requerir una cantidad tremenda de energía de cómputo y experiencia para operar, configurar y evaluar los paquetes de software, tal como, pero limitados a, ABAQUS™, Fluent™, Excel™, y Matlab™. También, en contraste a los modelos simplificados, los límites técnicos desarrollados utilizando la herramienta 212 de usuario explican la física que gobierna el rendimiento de pozo. Es decir, la herramienta 212 de usuario explica varios parámetros físicos, que se ignoran por el análisis basado solamente en modelos simplificados, tales como tasas, leyes de hog, y/o reglas del pulgar, por ejemplo. Además, debido a que modelos de ingeniería detallados se han simplificado a superficies 214 de respuesta, la herramienta 212 de usuario puede aplicarse a una variedad de pozos para evaluar el riesgo de integridad mecánica de pozo o falla de operabilidad, posibilidad de productividad de pozo o límites de capacidad de flujo, optimizar el rendimiento de pozo utilizando los límites de operabilidad de pozo junto con los limites de productividad de pozo, y/o el límite técnico de física acoplada que dirige otros fenómenos físicos no dirigidos por los límites de operabilidad y productividad, como se discute en lo siguiente. Como un ejemplo, una evaluación de riesgo puede llevarse a cabo durante la fase de selección de concepto para ayudar en las decisiones de selección de completación de pozo, fase de planeación de pozo para ayudar en los diseños de pozo y completación, y fase de producción para evitar fallas e incrementar las tasas de producción basándose en los límites técnicos. Es decir, las superficies 214 de respuesta de la herramienta 212 de usuario pueden aplicarse a varias fases del desarrollo del pozo debido a que el usuario puede ajustar un amplio margen de parámetros de entrada para un pozo dado sin el tiempo y gasto de modelos de ingeniería o los errores asociados con suposiciones limitantes dentro de modelos simplificados. Por consiguiente, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para proporcionar límites técnicos de pozo con relación a la operabilidad de pozo, como se discute junto con las FIGURAS 3-4, límites de productividad de pozo, como se discute juntos con las FIGURAS 5-6. Además, la herramienta 212 de usuario derivada de Los límites de operabilidad de pozo y/o límites de productividad de pozo y/o límites de física acoplada, como se discute junto con las FIGURAS 7-8, pueden emplearse en la optimización de los diversos límites técnicos o parámetros de operación de pozo, como se discute junto con las FIGURAS 9-10. Como una modalidad, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para proporcionar superficies 214 de respuesta que se dirigen para determinar los limites de operabilidad de pozo. Los límites de operabilidad de pozo se refieren a los límites de integridad mecánica de un pozo antes de que ocurra un evento de falla mecánica. La falla mecánica puede ser un evento que vuelve al pozo inutilizable para su propósito pretendido. Por ejemplo, la falla mecánica del pozo 103 de la FIGURA 1 puede resultar de la compactación, erosión, producción de arena, colapso, hundimiento, separación, cizalla, flexión, fuga u otros problemas mecánicos similares durante la producción u operaciones de inyección de un pozo. Típicamente, estas fallas mecánicas resultan en trabajos de complemento costosos, desviación del pozo u operaciones de re-perforación utilizadas para capturar las reservas de hidrocarburos en el yacimiento 108 subterráneo de la FIGURA 1. Estas soluciones de post-falla son métodos costosos y que exigen mucho tiempo que dirigen reactivamente la falla mecánica. Sin embargo, con la herramienta 212 de usuario, cuestiones potenciales de falla mecánica de pozo pueden identificarse durante las diferentes fases no sólo para evitar fallas, sino para operar el pozo en una forma eficiente dentro de su límite técnico.

La FIGURA 3 es un diagrama de flujo ejemplar de la generación y uso de límites de operabilidad de pozo con la herramienta 212 de usuario de la FIGURA 2 de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. Este diagrama de flujo, el cual se refiere por el número 300 de referencia, puede entenderse mejor al observar concurrentemente las FIGURAS 1 y 2. En este diagrama 300 de flujo, las superficies 214 de respuesta pueden desarrollarse y utilizarse para proporcionar límites de completación y directrices para la selección de concepción, planeación de pozo, análisis económico, diseño de completación y/o fases de producción de pozo del pozo 103. Es decir, la presente técnica puede proporcionar superficies 214 de respuesta para varios modos de falla mecánica o de integridad de las simulaciones detalladas realizadas y almacenadas en una aplicación, tal como la herramienta 212 de usuario, en una forma eficiente. Por consiguiente, las superficies 214 de respuesta, las cuales se basan en el modelo de ingeniería de física acoplada, proporcionan a otros usuarios con algoritmos y ecuaciones que pueden utilizarse para resolver problemas de integridad mecánica de pozo más eficientemente . El diagrama de flujo comienza en el bloque 302. En el bloque 304, el modo de falla se establece. El establecimiento del modo de falla, el cual es la falla mecánica del pozo, incluye determinar cómo un pozo específico va a fallar. Por ejemplo, un modo de falla puede ser la producción de arena que resulta de la falla de esfuerzo cortante o falla de tensión de la roca. Este evento de falla puede resultar en una pérdida de producción para el pozo 103. En el bloque 306, un modelo de ingeniería para un modo de falla se construye para modelar la interacción de los componentes de construcción del pozo. Estos componentes incluyen tubería, fluido, rocas, cemento, tamices y grava bajo condiciones de producción comunes, presión de flujo en el fondo de la perforación (FBHP), reducción, sobreexplotación, proporción, relación de agua-petróleo (WOR) , relación de gas-petróleo (GOR) , o similares. Los criterios de falla se identifican basándose en las características de pozo, que pueden relacionarse con un evento de falla específico para el pozo. Como un ejemplo, con el modo de falla siendo la producción de arena, el módulo de ingeniería puede utilizar las propiedades mecánicas de la roca con un modelo de simulación numérica del deposito y el pozo para pronosticar cuándo ocurre la producción de arena bajo diversas condiciones de producción, lo cual puede incluir tasa de producción, reducción, y/o sobreexplotación. Los modelos de ingeniería entonces se verifican para establecer que los modelos de ingeniería sean válidos, como se muestra en el bloque 308. La verificación de los modelos de ingeniería puede incluir comparar los resultados de los modelos de ingeniería con datos actuales del pozo 103, comparar los resultados de la superficie de respuesta con los resultados de los modelos de ingeniería, o comparar los modelos de ingeniería con otros pozos dentro del campo para establecer que las suposiciones simplistas son válidas. Debido a que los modelos de ingeniería generalmente son modelos de elemento finito detallados que toman una cantidad importante de tiempo para evaluar, tal como una o más horas a varios días, el modelo de ingeniería se convierte en uno o más algoritmos o ecuaciones que se refieren como las superficies 214 de respuesta, como se muestra en el bloque 310. La conversión incluye realizar un estudio paramétrico o un margen de parámetros probables con el modelo de ingeniería para crear las superficies 214 de respuesta diferentes. El estudio paramétrico puede utilizar un diseño numérico de experimentos para proporcionar los algoritmos para varias situaciones. Benéficamente, el estudio paramétrico captura los diversos parámetros y propiedades físicos que no se explican con modelos analíticos que se utilizan típicamente en lugar de modelos numéricos. Los resultados del estudio paramétrico se reducen a simples ecuaciones a través de técnicas de ajuste o paquetes de software estadísticos para formar las superficies 214 de respuesta. Estas técnicas de ajuste de curvas y superficies definen ecuaciones o algoritmos generalizados, los cuales pueden basarse en el juicio de ingeniería y/o simplificaciones analíticas de los modelos de ingeniería. Específicamente, un procedimiento de prueba y error puede utilizarse para definir una forma razonable de las superficies 214 de respuesta que pueden ajustarse a un gran número de resultados del estudio paramétrico. Por consiguiente, las superficies 214 de respuesta además pueden simplificarse al utilizar varias suposiciones, tales como propiedades de la roca homogénea en una zona de depósito, trayectorias lineales del pozo a través de los intervalos de producción, y/o depósito en forma de disco, por ejemplo. En el bloque 312, los algoritmos y ecuaciones que definen las superficies 214 de respuesta se incluyen en la herramienta 212 de usuario. Como se observa en lo anterior, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para proporcionar resultados gráficos del límite técnico para usuarios. Estos resultados gráficos pueden comparar la información de producción o inyección, tal como la tasa y presiones. De esta manera, el usuario, tal como un operador o ingeniero puede evaluar las tasas de producción o inyección actuales contra el límite técnico indicado a partir de las superficies 214 de respuesta para ajustar en ciertos parámetros para evitar falla de pozo o mejorar el rendimiento del pozo 103. Esta evaluación puede realizarse en una forma simplificada debido a que las superficies de respuesta previamente generadas pueden accederse en lugar de tener que utilizar los modelos de ingeniería para simular las condiciones respectivas para el pozo. Como tal, un usuario puede aplicar un análisis de riesgo cuantitativo al límite técnico generado por las superficies 214 de respuesta para explicar la incertidumbre de los parámetros de entrada y manejar el riesgo asociado. En el bloque 314, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para aplicar eficientemente las superficies 214 de respuesta previamente generadas a decisiones económicas, planeamiento de pozos, selección de concepto de pozo, y fases de operación de pozo. Por consiguiente, el proceso finaliza en el bloque 316. Como un ejemplo específico, el pozo 103 puede ser una completación de pozo revestido que incluye varias perforaciones 126. En este tipo de completación, los cambios en la presión de poro en la cara de arena del yacimiento 108 subterráneo, que puede basarse en la reducción y sobreexplotación del depósito, pueden incrementar la tensión sobre las perforaciones 126 en la roca del intervalo o zona 116 de producción. Si las tensiones efectivas en la roca en la zona 116 de producción exceden la envoltura de falla de esfuerzo cortante o criterio de falla de roca, entonces la arena puede producirse a través de las perforaciones 126 hacia el sondeo 114. Esta producción de arena en el sondeo 114 puede dañar el equipo, tal como el árbol 104 y las válvulas 128 y 130, e instalaciones tal como la instalación 102 de producción. Por consiguiente, la falla de esfuerzo cortante de la roca en el yacimiento 108 subterráneo o cruzar el criterio de falla de la roca en el modelo de ingeniería puede identificarse como el modo de falla, como se discute en el bloque 304. Una vez que se identifica el modo de falla, el modelo de ingeniería puede construirse para describir los límites de operabilidad mecánica de pozo ( OL) , como se discute en el bloque 306. La construcción del modelo de ingeniería puede incluir definir modelos de elemento finito para simular el drenaje de pozo a partir de la zona 116 de producción a través de las perforaciones 126 hacia el sondeo 114. Estos modelos tridimensionales (3-D) pueden incluir parámetros que representan la roca productiva en el intervalo 116 de producción, el forro 125 de cemento y las sartas 124 de tubería de revestimiento de producción. Por ejemplo, las perforaciones 126 en las sartas 124 de tubería de revestimiento de producción pueden modelarse como agujeros cilindricos, y las perforaciones 126 en el forro 125 de cemento y la roca productiva pueden modelarse como conos truncados con una semi-esfera en la punta de perforación. Además, propiedades y parámetros también pueden asignarse a la roca productiva, el forro 125 de cemento y las sartas 124 de tubería de revestimiento de producción. Por ejemplo, la simetría en el modelo se basa en la fase de perforación y la densidad de disparo. También, las condiciones límites se aplican para representar condiciones de presión de depósito. Entonces, cada modelo se evalúa en varios niveles de reducción para determinar el punto en cual la roca en las perforaciones 126 excede la envoltura de falla de esfuerzo cortante o el criterio de falla de roca. La reducción se modela como flujo de Darcy radial desde el radio de drenaje de pozo hasta las perforaciones 126. El área de drenaje de pozo es el área del yacimiento 108 subterráneo que proporciona fluidos al sondeo 114 Como un ejemplo, uno o más modelos de elemento finito pueden crearse al variar ciertos parámetros. Estos parámetros pueden incluir: (1) propiedades de la roca resistencia a la compresión no confinada de la roca (USC) , ángulo de fricción de la roca (RFA) ; coeficiente elástico o de esfuerzo cortante, y/o relaciones de Poisson de la roca (RPR)); (2) propiedades de la tubería de revestimiento, tales como grados de tubería (por ejemplo, L80, P110, T95, Q125) ; (3) propiedades de cemento (resistencia la compresión no confirmada (UCS) , ángulo de fricción, coeficiente elástico o de esfuerzo cortante, relación de Poisson); (4) radio de drenaje del pozo ( DR) ; (5) geometría de perforación (PG) (diámetro de entrada de las perforaciones (PED), longitud de perforaciones (PL), y ángulo de ahusamiento de las perforaciones (PTA); (6) tamaño de la tubería de revestimiento (diámetro exterior de la tubería de revestimiento (COD) y relación de diámetro/espesor de la tubería de revestimiento (D/T) (CDTR) ; (7) tamaño de la zona anular cementada; (8) fase de perforación; y (9) disparos de perforación por pie(PSPF). Mientras cada uno de estos parámetros puede utilizarse, puede ser benéfico simplificar, eliminar o combinar parámetros para facilitar el estudio paramétrico. Esta reducción de parámetros puede basarse en la experiencia de ingeniería para combinar experimentos o utilizar un procedimiento o proceso de diseño experimental para simplificar el estudio paramétrico. Los escritos de automatización pueden utilizarse para facilitar la construcción de modelo, simulación y recolección de datos de simulación para simplificar adicionalmente el estudio paramétrico. Los escritos de automatización pueden utilizarse para facilitar la construcción del modelo, simulación y recolección de datos de simulación para simplificar adicionalmente el estudio paramétrico. Para este ejemplo, propiedades de la tubería de revestimiento, fase de perforación, y disparos de perforación por pie se determinan para tener un impacto mínimo y se eliminan del estudio paramétrico. Por consiguiente, el estudio paramétrico puede llevarse a cabo en los parámetros restantes, que se incluyen en la Tabla 1 siguiente.

TABLA 1: Estudio Paramétrico de WOL En este ejemplo, tres valores pueden definirse para uno de los nueve parámetros listados en lo anterior. Como resultado, 19683 combinaciones o modelos posibles pueden tener que evaluarse como parte del estudio paramétrico. Cada uno de los modelos, y puede evaluarse en múltiples valores de reducción para desarrollar los estados de límite técnico individual para cada modelo (por ejemplo, reducción contra sobreexplotación) . Con los modelos de ingeniería creados, los modelos de ingeniería pueden verificarse y convertirse en superficies 214 de respuesta. La verificación de los modelos de ingeniería, como se discute en el bloque 308, puede involucrar comparar los resultados individuales del modelo de ingeniería con datos de campo reales para asegurar que las estimaciones sean lo suficientemente precisas. Los datos de campo reales pueden incluir producción de arena en una reducción específica para la completación. Entonces, los modelos de ingeniería pueden convertirse en la superficie de respuesta, la cual se discute en lo anterior en el bloque 310. En particular, los resultados y parámetros respectivos para los diferentes modelos de ingeniería pueden compilarse en una hoja de cálculo o software de evaluación estadística. Los efectos de cambiar los nueve parámetros individualmente y en forma interactiva se evalúan para desarrollar las superficies 214 de respuesta para los modelos de ingeniería. La ecuación de superficie de respuesta resultante o las ecuaciones proporcionan un límite técnico o límite de operabilidad de pozo, como una función de la reducción. Si la herramienta 212 de usuario es un programa de cómputo que incluye una hoja de cálculo, las superficies 214 de respuesta y los parámetros asociados pueden almacenarse dentro de un archivo separado que se puede acceder por el programa o combinarse con otras superficies 214 de respuesta y parámetros en una base de datos grande. Independiente, las superficies de respuesta y parámetros pueden accederse por otros usuarios mediante una red, como se discute en lo anterior. Por ejemplo, la herramienta 212 de usuario puede aceptar entradas de usuario desde un teclado para describir los parámetros específicos en otro pozo. Las superficies 214 de respuesta, las cuales se integran en la herramienta 212 de usuario, pueden calcular los límites de operabilidad de pozo a partir de las diversas entradas proporcionadas por el usuario. Las entradas de preferencia están en el margen de valores estudiados en el estudio paramétrico del modelo de ingeniería.

Como resultado de este proceso, la FIGURA 4 ilustra un diagrama ejemplar de la reducción contra la sobreexplotación de un pozo de acuerdo con las presentes técnicas. En la FIGURA 4, un diagrama, el cual generalmente se refiere como el número 400 de referencia, compara la reducción 402 de un pozo con la sobreexplotación 404 del pozo 103. En este ejemplo las superficies 214 de respuesta pueden definir un límite 406 técnico, el cual es el límite de operabilidad de pozo, generado a partir de la herramienta 212 de usuario. Como se muestra en el diagrama 400, el límite 406 técnico puede variar basándose en los valores relativos de la reducción 402 y la sobreexplotación 404. El pozo 103 permanece productivo o en un modo sin falla siempre y cuando la producción o el nivel 408 de inyección esté por debajo del límite 406 técnico. Si la producción o nivel 408 de inyección está por arriba del límite 406 técnico, entonces una falla de esfuerzo cortante de la roca en el yacimiento 108 subterráneo es probable que ocurra. Es decir, sobre el límite 406 técnico, el pozo 103 puede volverse inoperable o producir arena. Por consiguiente, la superficie de respuesta puede utilizarse para manejar la reducción del depósito y la sobreexplotación basándose en un límite técnico indicado a partir de la superficie de respuesta. Benéficamente, bajo la presente técnica, las diferentes fases de desarrollo del pozo 103 puede mejorarse al utilizar la herramienta 212 de usuario para determinar los límites de operabilidad de pozo y para mantener el pozo 103 dentro de esos límites. Es decir, la herramienta 212 de usuario proporciona a usuarios con superficies 214 de respuesta previamente generadas durante cada una de las fases de desarrollo del pozo 103. Debido a que las superficies 214 de respuesta se han evaluado contra parámetros y propiedades, la herramienta 212 de usuario proporciona información precisa para la integridad mecánica o límites de operabilidad de pozo sin los retardos asociados con modelo complejos y errores presentes en modelo simplistas. Además, la herramienta 212 de usuario puede proporcionar directrices para operar el pozo 103 para evitar eventos de falla y mejorar la producción hasta los límites de operabilidad de pozo. Como otro beneficio, la superficie de respuesta puede utilizarse para generar un límite de capacidad de inyección de pozo. El límite de capacidad de inyección de pozo define el límite técnico para una inyección de pozo en términos de la capacidad del pozo para inyectar una proporción específica de fluidos o fluidos y sólidos dentro de una zona específica de un yacimiento subterráneo. Un ejemplo de un modo de falla que puede dirigirse por el límite de capacidad de inyección es la posibilidad de que la fractura relacionada con la inyección se propague fuera de la zona y por consiguiente resulte en pérdida de conformidad.

Otro ejemplo de modo de falla que puede dirigirse es la posibilidad de esfuerzo cortante de la tubería de revestimiento de pozo o elementos tubulares durante interacciones de multi-pozo que resultan de las operaciones de inyección en desarrollos de pozo cerrado separado. La superficie de respuesta en el limite de capacidad de inyección de pozo también puede utilizarse como un modelo de rendimiento de influjo de pozo en un simulador de depósito para simular pozos de inyección o dentro del pozo independiente o un simulador de completaciones de pozo para simular el rendimiento de pozo. Similarmente, para la discusión de las fallas mecánicas, inutilizaciones para la capacidad de flujo y características de una producción de influencia de pozo o proporciones de inyección del pozo. Las inutilizaciones pueden ser debido a la geometría de perforación y/o el flujo de alta velocidad (es decir, sin Darcy) , daño de la roca cerca del sondeo, pérdida permanente inducida por la compactación, u otros efectos similares. Debido a que los modelos que describen las inutilizaciones se simplifican de sobremanera, la productividad de pozo o el análisis de capacidad de inyección se proporciona por estos modelos descuida ciertos parámetros y proporciona resultados imprecisos. Consecuentemente, errores en la predicción y/o evaluación de la productividad o capacidad de inyección del pozo a partir de otros modelos puede impactar adversamente la evaluación de la economía de campo. Por ejemplo, no explicar precisamente los efectos de la geometría de completación, condiciones de producción, efectos geomecánicos, y cambios en la composición de fluido pueden resultar en errores de estimación para las tasas de producción. Durante la fase de producción subsiguiente, los errores de estimación pueden resultar en malas interpretaciones de los datos de prueba de pozo, que pueden llevar a trabajos de complemento potencialmente inefectivos y costos en intentos por estimular la producción. Además de los errores con simples modelos, modelos complejos fallan debido a que estos modelos solamente se dirigen a una situación particular. Como resultado, varios pozos se evalúan en forma insuficiente o se ignoran debido a que no existen herramientas para proporcionar superficies de respuesta para estos pozos en una forma global, pero eficiente . Bajo la presente técnica, la productibilidad o capacidad de inyección del pozo puede mejorarse al utilizar los datos, tales como superficies de respuesta en la herramienta de usuario. Como se discute en lo anterior, estas superficies de respuesta pueden ser modelos de ingeniería simplificados basados en modelos computaciones de ingeniería, tales como el modelo de elemento finito geomecánico 3D. Esto permite a diferentes usuarios acceder a las superficies de respuesta previamente generadas para el análisis de diferentes pozos en varias fases, tal como selección de concepción, planeamiento de pozo, análisis económico, diseño de completación y/o fases de producción de pozo. Durante la supervisión de pozo, por ejemplo, la inutilización con frecuencia se interpreta a partir de valores medidos "aparente". Incluso, los valores aparentes son una indicación válida de un rendimiento real de pozo con relación a su límite técnico. Por consiguiente, al convertir los modelos de ingeniería en superficies de respuesta, como se discute en lo anterior, otros parámetros pueden utilizarse para proporcionar al usuario con gráficas y datos que son indicaciones más válidas del límite técnico del pozo. Esto mejora la eficacia del análisis para el usuario e incluso puede utilizarse en cada fase de desarrollo de pozo. El diagrama de flujo ejemplar de este proceso para su utilización en determinar el límite de productibilidad de pozo se proporciona en la FIGURA 5. Como se muestra en la FIGURA 5, un diagrama de flujo ejemplar con relación al uso de los límites de productividad de pozo en la herramienta 212 de usuario de la FIGURA 2 de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas se muestra. Este diagrama de flujo, el cual se refiere por el número 500 de referencia, puede entenderse mejor al observar concurrentemente las FIGURAS 1, 2 y 3. En esta modalidad, las superficies de respuesta asociadas con la capacidad de flujo y las características pueden desarrollarse y utilizarse para proporcionar limites y directrices técnicas para la selección de concepto, planeación de pozo, análisis económico, diseño de completación, y/o fases de producción de pozo. Es decir, la herramienta 212 de usuario puede proporcionar superficies 214 de respuesta para varios límites de productividad de pozo basados en simulaciones detallas previamente realizadas por otro pozo en una forma eficiente. El diagrama de flujo comienza en el bloque 502. En el bloque 504, el modo de inutilización se identifica para el pozo 103. La identificación del modo de inutilización incluye determinar condiciones que impiden la capacidad de flujo de fluidos hasta y dentro del pozo 103 o capacidad de inyección de fluidos y/o sólidos desde el pozo 103 hacia el yacimiento 108. Como se observa en lo anterior, inutilizaciones son mecanismos físicos que gobiernan el flujo cerca del sondeo o son una falla del pozo 103 para el flujo o inyección en su producción teórica o proporción de inyección, respectivamente. Por ejemplo, el modo de inutilización puede incluir perforaciones que actúan como obturadores de flujo dentro del pozo 103. En el bloque 506, un modelo de ingeniería para el modo de inutilización se construye para modelar la interacción de las características de pozo. Estas características incluyen componentes de pozo y completación, tubería, fluido, rocas, tamices, perforaciones y grava bajo condiciones de producción comunes, presión de flujo del fondo de la perforación (FBHP), reducción, sobreexplotación, proporción, relación de agua/petróleo (WOR) , relación de gas/petróleo (GOR) o similares. Como un ejemplo, con la inutilización siendo las perforaciones que actúan como un obturador de flujo, el modelo de ingeniería puede utilizar las propiedades de roca y fluido con un modelo de simulación numérica del depósito, pozo y perforaciones para pronosticar la cantidad de inutilización bajo varias condiciones de producción, tal como la proporción, reducción y/o sobreexplotación. Entonces, los modelos de ingeniería se verifican, como se muestra en el bloque 508. La verificación de los modelos de ingeniería puede ser similar a la verificación discutida en el bloque 308. Debido a que los modelos de ingeniería son modelos de elemento finito generalmente detallados, como se discute en lo anterior en el bloque 306, el modelo de ingeniería se convierte en superficies 214 de respuesta que incluyen uno o más algoritmos o ecuaciones, como se muestra en el bloque 510. Similar a la discusión anterior con respecto al bloque 310, se realizan estudios paramétricos para proporcionar las superficies de respuesta a partir de varios parámetros y propiedades. Benéficamente, los estudios paramétricos capturan aspectos no explicados con modelos analíticos normalmente utilizados para reemplazar modelos numéricos. Nuevamente, estos resultados de los estudios paramétricos se reducen a ecuaciones numéricas a través de técnicas de ajuste o paquetes de software estadístico para formar las superficies 214 de respuesta. En el bloque 512, los algoritmos de las superficies 214 de respuesta se incluyen en una herramienta 212 de usuario. Como se observa en lo anterior, en el bloque 312, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para proporcionar resultados gráficos del límite técnico para los límites de productividad de pozo para los usuarios. De esta manera, el usuario puede evaluar la producción actual o inyección contra el límite técnico para ajustar la proporción o determinar las inutilizaciones del pozo. En el bloque 514, las superficies 214 de respuesta pueden utilizarse para aplicar eficientemente superficies 214 de respuesta previamente generadas para decisiones económicas, planeación de pozo, selección de concepto de pozo, y/o fases de producción de pozo. Por consiguiente, el proceso finaliza en el bloque 516. Como un ejemplo específico, el pozo 103 puede ser una completación de pozo revestido que incluye perforaciones 126 diversas. En este tipo de completación, el flujo de fluidos hacia el sondeo 114 puede dañarse debido al efecto "de obturación" de las perforaciones 126. Si la inutilización es lo suficientemente severa, el pozo puede no lograr las proporciones objetivo con la reducción asociada. En este sentido, la inutilización puede ser sinónimo de falla. En tales situaciones, las tasas de producción más bajas pueden aceptarse, pero estas tasas de producción más bajas impactan adversamente la economía de campo. Alternativamente, la presión de reducción del pozo 103 puede incrementarse para reestablecer el pozo 103 a la tasa de producción objetivo. Sin embargo, este procedimiento puede no ser viable debido a las limitaciones de presión en la instalación 102 de producción, límites de reducción para la operabilidad de pozo, y otras limitaciones asociadas. Por consiguiente, la caída de presión en y a través de las perforaciones 126 de la completación de pozo pueden identificarse como la inutilización o modo de falla para el pozo 103, como se discute en lo anterior en el bloque 504. Una vez que se identifica el modo de inutilización, el modelo de ingeniería puede construirse para describir el límite de productividad de pozo (WPL) , como se discute en el bloque 506. La construcción del modelo de ingeniería para los límites de productividad de pozo pueden incluir definir modelos computacionales de ingeniería, tales como modelos de elemento finito, para simular el flujo convergente en el sondeo a través de perforaciones 126 en el pozo 103. Similar a la construcción del modelo de ingeniería de los límites de operabilidad de pozo discutidos en lo anterior, los modelos de ingeniería pueden incluir los parámetros que representan la roca productiva en el intervalo 116 de producción, el forro 125 de cemento, y la sarta 124 de tubería de revestimiento de producción. Además, propiedades o parámetros pueden asignarse nuevamente a la roca productiva, el forro 125 de cemento y la sarta 124 de tubería de revestimiento de producción. Por ejemplo, cada modelo de ingeniería se evalúa en varios niveles de reducción para determinar la reducción en la cual la inutilización excede un umbral que evita que se logren las tasas de producción objetivo. A partir de esto, múltiples modelos de elemento finito se crean para un estudio paramétrico al variar los parámetros siguientes; (1) permeabilidad de la roca; (2) fase de perforación; (3) densidad de disparo de perforación; (4) longitud de perforación; (5) diámetro de perforación; (6) radio de drenaje de pozo; y (7) diámetro del sondeo. Este ejemplo puede simplificarse al eliminar el radio del drenaje y los parámetros de diámetro de sondeo, que se logran para tener un impacto mínimo en los resultados del estudio paramétrico. Por consiguiente, el estudio paramétrico se lleva a cabo en los parámetros restantes, que se incluyen en la Tabla 2 siguiente .

TABLA 2: Estudio Paramétrico de WPL En este ejemplo, si tres valores se definen para cada uno de los cinco parámetros listados en lo anterior, doscientas cuarenta y tres combinaciones posibles o modelos pueden tener que evaluarse. Cada uno de los modelos se evalúa en múltiples valores de reducción para desarrollar los estados de límite individual para cada modelo (por ejemplo, tasa de producción vs . reducción). Por consiguiente, para este ejemplo, el límite de productividad de pozo (WPL) puede definirse por la falla de la completación de pozo para producirse en una proporción objetivo específica. Con los modelos de ingeniería creados, los modelos de ingeniería pueden verificarse y convertirse en superficies de respuesta, como se discute en los bloques 508 y 510 y el ejemplo anterior. Nuevamente, las superficies 214 de respuesta se crean a partir de técnicas de ajuste que generalizan las ecuaciones de los módulos de ingeniería. La ecuación resultante o ecuaciones proporcionan el estado de límite o el límite de productividad de pozo, que pueden almacenarse en la herramienta 212 de usuario, como se discute en lo anterior. Como resultado de este proceso, las FIGURAS 6A y 6B ilustran diagramas ejemplares del límite de productividad de pozo de acuerdo con las presentes técnicas. En la FIGURA 6A, un diagrama, el cual generalmente se refiere con el número 600 de referencia compara la medida de inutilización 602 con la reducción 604 del pozo 103. En este ejemplo, las superficies 214 de respuesta pueden definir un límite 606 técnico, el cual es el límite de productividad de pozo, generado a partir de la herramienta 212 de usuario. Como se muestra en el diagrama 600, el límite 606 técnico puede variar basándose en los valores relativos de la inutilización 602 y la reducción 604. El pozo 103 permanece productivo o en un modo sin inutilización siempre y cuando la inutilización medida esté por debajo del límite 606 técnico. Si la inutilización medida está por arriba del limite 606 técnico, entonces el efecto de "obturación" de las perforaciones 126 u otros modos de inutilización pueden limitar las tasas de producción. Es decir, sobre el límite 606 técnico, el pozo 103 puede producir menos que una proporción objetivo y acciones correctivas pueden realizarse para dirigir la inutilización . La FIGURA 6B, un diagrama, el cual se refiere generalmente como el número 608 de referencia, compara la reducción 610 con la sobreexplotación 612 del pozo 103. En este ejemplo, el límite 606 técnico puede establecerse en varios valores para diferentes perfiles 614, 616 y 618 de pozo. Un perfil de pozo, puede incluir por ejemplo, la geometría de completación, las características del depósito y la roca, las propiedades de fluido y las condiciones de producción. Como se muestra en el diagrama 608, los perfiles 614 de pozo pueden ser perforaciones filtrada con grava, mientras el perfil 616 de pozo puede ser de perforaciones naturales sin grava. También, el perfil 618 de pozo puede incluir estimulación de fractura. Los perfiles 614, 616 y 618 de pozo ilustran los efectos específicos de "obturación" de las perforaciones 126 u otros modos de inutilización basados en geometrías diferentes, u otras características del pozo. Benéficamente, como se observa en lo anterior, usuarios de cualquier ubicación pueden acceder a la herramienta 212 de usuario para crear el límite de productividad de pozo y determinar la cantidad de inutilización esperada para parámetros particulares, tal como el diseño de perforación, características de la roca, propiedades de fluido, y/o condiciones de producción de un pozo. La herramienta 212 de usuario puede ser un mecanismo eficiente debido a que accede a las superficies 214 de respuesta previamente determinadas y las proporciona durante diversas fases o etapas de un desarrollo de pozo. Por ejemplo, durante la selección de concepto y la fase de planeación de pozo, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para revisar las tasas de rendimiento esperadas de una variedad de diseños de completación de pozo. Similarmente, durante la fase de diseño, la herramienta 212 de usuario puede mejorar u optimizar aspectos específicos del diseño de pozo. Finalmente, durante la fase de producción, la herramienta 212 de usuario puede utilizarse para comparar las inutilizaciones observadas con inutilizaciones esperadas para monitorear el rendimiento de la completación de pozo. Como una tercera modalidad de las presentes técnicas, la herramienta 212 de usuario de la FIGURA 2 puede utilizarse para pronosticar, optimizar y evaluar el rendimiento del pozo 103 basándose en modelos de ingeniería que se asocian con la fisica que describe el flujo dentro o fuera del pozo. Como se observa en lo anterior, el pozo 103, el cual puede operar en un modo de producción o inyección, puede utilizarse para producir varios fluidos, tal como petróleo, gas, agua o vapor. Generalmente, las técnicas de modelaje de ingeniería no explican el conjunto completo de la primera física principal que gobierna los flujos de fluido dentro o fuera del sondeo y dentro de una completación de pozo. Como resultado, los modelos de ingeniería típicamente emplean soluciones analíticas basadas en suposiciones altamente simplificadas, tales como el uso ampliamente difundido de principios de superposición y modelos constitutivos linealizados para describir la física que gobierna el rendimiento de pozo. En particular, estas suposiciones simplificadas pueden incluir teorías de flujo de fluido de fase sencilla, aplicación de principios simples de superposición, tratamiento de longitud finita de la completación de pozo como "inclinación de punto", teorías de difusión de presión de fase sencilla en el análisis de los datos transitorios de presión de pozo, y el uso de un parámetro sencillo "escalar" para capturar las caídas de presión de sondeo y cerca del pozo asociadas con flujos en el sondeo, completación y regiones cerca del sondeo. También, como se discutió previamente, los modelos de ingeniería pueden basarse en las leyes de hog y los parámetros libres no físicos para intentar curar las deficiencias que surgen de estas simplificaciones. Finalmente, las versiones simplificadas de los modelos de ingeniería no ayudan a diagnosticar los problemas con un pozo debido a que los datos de diagnostico obtenidos a partir de los modelos de ingeniería con frecuencia no son únicos y no sirven para su propósito pretendido para identificar la raíz individual que provoca problemas que afectan el rendimiento del pozo. De este modo, los modelos de ingeniería no explican el acoplamiento y escalado de varios fenómenos físicos que afectan concurrentemente al rendimiento de pozo. Para componer los problemas con las suposiciones simplificadas, los modelos de ingeniería se basan generalmente en un área específica del pozo y se manejan en una forma secuencial. Es decir, los modelos de ingeniería se diseñan para un aspecto específico de la operación de un pozo, tal como el diseño de pozo, el análisis de rendimiento de pozo y simuladores de depósito. Al enfocarse en un aspecto específico, los modelos de ingeniería nuevamente no explican consistentemente los fenómenos físicos diversos que influencian concurrentemente el rendimiento de pozo. Por ejemplo, los ingenieros de completación diseñan el pozo, los ingenieros de producción analizan el pozo y los ingenieros del depósito simulan la producción de pozo dentro de sus infraestructuras aisladas respectivas. Como resultado, cada uno de los modelos de ingeniería para estos diferentes grupos consideran las otras áreas como eventos aislados y limitan las interacciones físicas que gobiernan las operaciones y flujo de fluidos en el pozo. La naturaleza secuencial del diseño, evaluación y modelaje de un pozo por los individuos enfocados en un aspecto sencillo no se prestan a sí mismo a una técnica que integra un procedimiento basado en física para resolver el problema del rendimiento de pozo. Por consiguiente, bajo la presente técnica, la herramienta 218 de física acoplada de la FIGURA 2 puede configurarse para proporcionar un límite de física acoplada para un pozo. Los límites de física acoplada, los cuales son límites técnicos, pueden utilizarse en varias fases del pozo, las cuales se discuten en lo anterior. Estos límites de física acoplada pueden incluir efectos de varios parámetros o factores; tal como la geología de la roca productiva y la heterogeneidad, el flujo de la roca y las propiedades geomecánicas, las restricciones de instalación de superficie, las condiciones de operación de pozo, el tipo de completación de pozo, fenómenos de la física acoplada, segregación de fase, reducción de permeabilidad relacionada con la compactación de la roca y deformación de los elementos tubulares del sondeo, efectos del flujo de alta proporción, precipitación de escala, fractura de roca, producción de arena, y/u otros problemas similares. Debido a que cada uno de estos factores influencia el flujo de fluidos desde la roca productiva subterránea hacia y a través de la completación de pozo para un pozo de producción o a través de la completación de pozo en el yacimiento subterráneo para un pozo de inyección, la integración de la física proporciona una herramienta de modelaje de rendimiento de pozo mejorada, la cual se discute en mayor detalle en la FIGURA 7. La FIGURA 7 es un diagrama de flujo ejemplar del desarrollo de un límite de física acoplado de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. En este diagrama de flujo, el cual se refiere por el número 700 de referencia, un límite técnico de física acoplada o límite de física acoplada puede desarrollarse y utilizarse para cuantificar el rendimiento de pozo esperado en la fase de planeación, diseñar y evaluar varios tipos de completación de pozo para lograr el rendimiento de pozo deseado durante la fase de desarrollo de campo, realizar estudios hipotéticos y Análisis de Riesgo Cuantitativo (QRA) para cuantificar incertidumbres en el rendimiento de pozo esperado, identificar problemas de raíz bajo el rendimiento del pozo en supervisión de campo diario y/u optimizar el operaciones de pozo individuales. Es decir, la presente técnica puede proporcionar límite o límites técnicos, los cuales son un conjunto de algoritmos para varios límites de rendimiento de pozo basados en modelos de física acoplada generalizados generados a partir de simulaciones detalladas realizadas para este pozo u otro. Estas simulaciones pueden realizarse por una aplicación, tal como la herramienta 212 de usuario o la herramienta 218 de física acoplada de la FIGURA 2. El diagrama de flujo comienza en el bloque 702. En los bloques 704 y 706, los diversos parámetros y las primeras leyes físicas principales se identifican para un pozo específico. En el bloque 704, el fenómeno físico y las primeras leyes físicas principales que influencian el rendimiento del pozo se identifican. Las primeras leyes físicas principales que gobiernan el rendimiento de pozo, incluyen, pero no se limitan a, principios de la mecánica de fluido que gobiernan el flujo de fluido de multi-fase y las caídas de presión a través de las rocas productivas y las completaciones de pozo, los principios geomecánicos que gobiernan la deformación de la roca cerca del sondeo y las deformaciones tubulares del pozo anexas y los cambios de propiedad de flujo de la roca, la mecánica térmica que se asocia con el fenómeno de la conducción y la convección de calor dentro de la roca productiva cerca del pozo y la completación del pozo, y/o la química que gobierna el fenómeno detrás de los fluidos de depósito no naturales (es decir, ácidos, vapor, etc.) que reaccionan con las formaciones de la roca productiva, la formación de incrustaciones y precipitados, por ejemplo. Entonces, los parámetros asociados con la completación de pozo, las propiedades de la geología del depósito (flujo y geomecánica) y fluido (depósito y depósito no natural) también se identifican, como se muestra en el bloque 706. Estos parámetros pueden incluir los diversos parámetros, los cuales se discuten en lo anterior. Con las leyes de física y parámetros identificados, el límite de física acoplada puede desarrollarse como se muestra en los bloques 708-714. El bloque 708, un conjunto de simuladores de física acopla puede seleccionarse para determinar el rendimiento de pozo. Los simuladores de física acoplada pueden incluir programas de cómputo de simulación de ingeniería que simulan el flujo del fluido de la roca, deformaciones mecánicas de la roca, cinéticas de reacción entre fluidos no naturales y la roca productiva y fluidos, fracturación de roca, etc. Entonces, simulaciones de modelaje de pozo que utilizan los simuladores de física acoplada pueden llevarse a cabo sobre un margen de condiciones de operación de pozo. Tal como reducción y sobreexplotación, operaciones de estimulación de pozo y parámetros identificados en el bloque 706. Los resultados de estas simulaciones pueden utilizarse para caracterizar el rendimiento del pozo, como se ilustra en el bloque 710. En el bloque 712, un límite de física acoplada, el cual se basa en las simulaciones de modelaje de pozo, pueden desarrollarse como una función de las condiciones de operación de pozo deseado y los parámetros. El límite de física acoplada es un límite técnico que incorpora el fenómeno físico complejo y acoplado que afecta el rendimiento del pozo. Este límite de física acoplada incluye una combinación de condiciones de operación de pozo para mantener un nivel dado de producción o una proporción de inyección para el pozo. Por consiguiente, el proceso finaliza en el bloque 714. Benéficamente, el límite de física acoplada puede utilizarse para mejorar el rendimiento del pozo en una forma eficiente. Por ejemplo, el modelaje de pozo integrado basado en la simulación de física acoplada proporciona predicciones confiables, evaluaciones y/u optimizaciones de rendimiento de pozo que son útiles en el diseño, evaluación y caracterización del pozo. Los límites de física acoplada proporcionan límites técnicos basados en física que modelan el pozo para la inyección y/o producción. Por ejemplo, los límites de física acoplada son útiles para diseñar completaciones de pozo, operaciones de estimulación, evaluar rendimiento de pozo basado en análisis transitorio de presión o análisis de temperatura en el fondo de la perforación, presión combinada y análisis de datos de temperatura, y/o simular la capacidad del influjo de pozos en simuladores de depósitos utilizando modelos de rendimiento de influjo. Como resultado, el uso de límites de física acoplada elimina los errores generados a partir de parámetros libres no físicos cuando evalúan o simulan rendimiento de pozo. Finalmente, la presente técnica proporciona límites de física acoplada confiables para evaluar el rendimiento de pozo o desarrollar un conjunto único de datos de diagnóstico para identificar la raíz que provoca problemas que afectan el rendimiento de pozo. Como un ejemplo específico, el pozo 103 puede ser una completación de pozo filtrada de grava de fractura que se emplea en campos de GOM de agua profunda que tienen depósitos en arenisca y se caracteriza por las resistencias débiles al esfuerzo cortante y alta capacidad de compresión. Estas características geomecánicas de la roca de la arenisca pueden provocar compactación de roca productiva y una pérdida acompañante en las capacidades de flujo del pozo basadas en la reducción relacionada con la compactación en la permeabilidad de la arenisca. Como tal, el fenómeno físico que gobierna el flujo de fluido en la completación de pozo filtrada de grava de fractura puede incluir compactación de la roca, condiciones de flujo sin Darcy, caídas de presión en la región cerca del pozo asociada con la arena de grava en las perforaciones y aletas de fractura. Debido a que cada uno de estos fenómenos físicos puede presentarse simultáneamente en una forma acoplada dentro de la región cerca del pozo y la completación de pozo, un simulador de sistema físico basado en Análisis de Elemento Finito (FEA) puede utilizarse para simular en una forma acoplada el flujo de fluidos que fluyen a través de un medio poroso de compactación en la completación de pozo filtrada de grava fracturada. La compactación de roca en este simulador de FEA acoplado puede modelarse utilizando comportamientos constitutivos de la roca común, tal como elástico, plástico (es decir, Mohr-Coulomb, Drucker-Prager , Cap Plasticity, etc.) o un visco-elástico-plástico. Para explicar las caídas de presión asociadas con el flujo de medio poroso que resulta de las altas proporciones de flujo de pozo, el gradiente de presión se aproxima por un gradiente de presión sin Darcy contra la relación de proporción de flujo. Como resultado, el modelo de ingeniería de FEA que es representativo de sondeo (es decir, la tubería de revestimiento, la tubería, la zona anular llenada de grava, perforaciones de tubería de revestimiento y cemento) , las regiones cerca al sondeo (perforaciones y aletas de fractura) , y la roca productiva hasta que se desarrolla el radio del drenaje. Este modelo de ingeniería de FEA que emplea el modelo constitutivo de roca apropiada y el modelo de flujo sin Darcy para las caídas de presión se utiliza para resolver las ecuaciones acopladas que resultan de la compensación de momento y la compensación de masa que gobierna la deformación de la roca y el flujo a través del medio poroso, respectivamente. Las condiciones límite empleadas en el modelo son la presión de flujo fijo en el fondo de la perforación en el sondeo y la presión lejos del campo en el radio de drenaje. En conjunto, estas condiciones límite pueden variase para simular una serie de reducción y sobreexplotación de pozo. Los parámetros que gobiernan el rendimiento de la completación de pozo pueden identificarse. Por ejemplo, estos parámetros pueden incluir: (1) reducción de pozo (es decir, la diferencia entre la presión lejos del campo y la presión de flujo en el fondo de la perforación); (2) sobreexplotación de pozo (es decir, la reducción en la presión lejos de campo de la presión original del depósito); (3) diámetro de sondeo; (4) diámetro del tamiz; (5) longitud de la aleta de fractura; (6) ancho de fractura; (7) tamaño de perforación en la tuberia de revestimiento y cemento; (8) fase de perforación; (9) permeabilidad de grava; y/o (10) coeficiente de flujo de grava sin Darcy. Algunos de estos parámetros, tal como los parámetros del modelo constitutivo de la roca y las propiedades de flujo de la roca, pueden obtenerse a partir de prueba de testigos. En este ejemplo, los parámetros (3) a (7) pueden ser fijos en un nivel dado dentro del modelo de FEA. Con estos parámetros fijos, el modelo de FEA puede utilizarse para llevar a cabo una serie de simulaciones de estado estable para cambiar niveles de reducción y sobreexplotación. Los resultados del modelo de FEA acoplados pueden utilizarse para calcular la eficacia de flujo de pozo. En particular, si el modelo de FEA se utiliza para pronosticar la corriente de flujo para un nivel dado de sobreexplotación y reducción, la eficacia del flujo de pozo puede definirse como la relación de la proporción de flujo de pozo calculada del modelo de FEA acoplado con la proporción de flujo ideal. En este caso, la proporción de flujo ideal se define como el flujo en un pozo vertical completamente penetrado completado en una completación de pozo sin tubería de revestimiento, que tiene el mismo diámetro del sondeo, propiedades de reducción, sobreexplotación y roca como el modelo de FEA completamente acoplado. La propiedad del flujo de la roca y la permeabilidad utilizada es el cálculo de proporción de flujo ideal, el cual es el mismo que el modelo completamente acoplado debido a que los efectos de compactación de la roca y el flujo sin Darcy se descuidan. Por consiguiente, una serie de eficacias de completación de pozo se evalúan para variar el nivel de reducción y sobreexplotación y para un conjunto fijo de parámetros (3) a (7) . Después, una curva matemática simplificada de las eficacias de completación de pozo pueden generarse para variar niveles de reducción y sobreexplotación para el límite de física acoplada. Como resultado de este proceso, la FIGURA 8 ilustra un diagrama ejemplar de la reducción contra la sobreexplotación de un pozo de acuerdo con la presentes técnicas. En la FIGURA 8 un diagrama, el cual generalmente se refiere como el número 800 de referencia, compara la reducción 802 con la sobreexplotación 804 del pozo 103. En este ejemplo, el límite de física acoplada puede definir un límite 806 técnico generado a partir del diagrama 700 de flujo. Como se muestra en el diagrama 800 el límite 806 técnico puede variarse basándose en los valores relativos de la reducción 802 con la sobreexplotación 804. El pozo 103 permanece productivo siempre y cuando la reducción y sobreexplotación del pozo se restrinjan dentro del límite 806 técnico. El límite técnico en esta ejemplo representa la reducción de presión máxima y sobreexplotación que un pozo puede sostener antes que los elementos tubulares del pozo experimenten problemas de integridad mecánica que provocan falla en la producción del pozo cuando se produce a partir de un yacimiento de depósito compactado. Alternativamente, el límite 806 técnico también puede representar el nivel máximo de reducción y sobreexplotación de pozo para un nivel dado de inutilización de flujo provocada por la reducción relacionada con la compactación de la roca productiva en la permeabilidad de la roca cuando se produce a partir de un yacimiento de depósito compactado. En otro escenario ejemplar, el límite de la fisica acoplada puede representar el límite técnico combinado en el rendimiento de pozo para una inutilización de flujo dada que se manifiesta a partir de la física acoplada combinada del flujo de alta proporción sin Darcy que se presenta en combinación con la reducción de permeabilidad inducida por la compactación de la roca. Independientemente de los límites técnicos, los cuales pueden incluir los límites de física acoplada, los límites de operabilidad de pozo, limites de productividad de pozo u otros límites técnicos, el rendimiento del pozo puede optimizarse en vista de los diversos límites técnicos por varias razones. La FIGURA 9 es un diagrama de flujo ejemplar de la optimización de las condiciones de operación de pozo y/o la arquitectura de completación de pozo con la herramienta 212 de usuario de la FIGURA 2 o de acuerdo con la herramienta 203 de límites de física acoplada de la FIGURA 2 de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. En este diagrama de flujo, el cual se refiere por el número 900 de referencia, uno o más límites técnicos pueden combinarse y utilizarse para desarrollar condiciones de operación de pozo optimizadas durante la vida de un pozo o la arquitectura de completación de pozo optimizada para lograr el perfil de influjo optimizado a lo largo de una completación de pozo al completar el pozo de acuerdo con los límites técnicos de producción de pozo. El proceso de optimización de pozo puede llevarse a cabo durante la etapa de planeación de desarrollo de campo, el diseño de pozo para evaluar varios tipos de completación de pozo para lograr el rendimiento de pozo deseado consistente con límites técnicos durante la etapa de desarrollo de campo, identificar problemas de raíz para bajo rendimiento de pozo en supervisión de campo diaria y/o para realizar estudios hipotéticos y Análisis de Riesgo Cuantitativo (QRA) para cuantificar incertidumbres en rendimiento de pozo esperado. Es decir, la presente técnica puede proporcionar condiciones de operación de pozo optimizadas durante la vida del pozo o la arquitectura de pozo optimizada (es decir, hardware de completación) para emplearse en la completación del pozo, que se basa en varios modos de falla asociados con uno o más límites técnicos.

Nuevamente, este proceso de optimización puede realizarse por un usuario que interactúa con una aplicación, tal como la herramienta 212 de usuario de la FIGURA 2 para optimizar el rendimiento de pozo integrado. El diagrama de flujo comienza en el bloque 901. En los bloques 902 y 904, los modos de falla se identifican y los límites técnicos se obtienen. Los modos de falla y los límites técnicos pueden incluir los modos de falla discutidos en lo anterior junto con los límites técnicos asociados generados para esos modos de falla. En particular, los límites técnicos pueden incluir el límite de física acoplada, el límite de operabilidad de pozo y el límite de productividad de pozo, como se discute en lo anterior. En el bloque 906, una función objetivo puede formularse. La función objetivo es una abstracción matemática de una meta objetivo que va a optimizarse. Por ejemplo, la función objetivo puede incluir optimizar la producción para un pozo para desarrollar una trayectoria de producción durante el ciclo de vida del pozo que es consistente con límites técnicos. Alternativamente, la función objetivo puede incluir optimizar el perfil de influjo en la completación de pozo basándose en varios límites técnicos que gobiernan la producción del yacimiento a lo largo de la longitud de la completación. En el bloque 908, un solucionador de optimización puede utilizarse para resolver el problema de optimización definido por la función objetivo junto con las restricciones de optimización como se define por los diversos limites técnicos para proporcionar una solución optimizada o rendimiento de pozo. Las situaciones específicas pueden incluir una comparación del límite de operabilidad de pozo y el límite de productividad de pozo o incluso el límite de física acoplada, que incluye múltiples modos de falla. Por ejemplo, la pérdida de permeabilidad relacionada con la compactación de la roca, lo cual lleva a la inutilización de productividad, puede presentarse rápidamente si se presenta el colapso de poro de la roca productiva. Mientras que mejorar la tasa de producción es benéfico, hacer fluir el pozo en proporciones que provocan un colapso de poro puede dañar permanentemente el pozo y limitar las tasas de producción y recuperaciones futuras. Por consiguiente, puede utilizarse reducción adicional para mantener la tasa de producción la cual puede limitarse por el límite de operabilidad de pozo que define el límite de falla mecánica para el pozo. De este modo, la solución optimizada puede ser la reducción y sobreexplotación del pozo durante un ciclo de vida del pozo que reduce simultáneamente los riesgos de productividad de pozo debido a los efectos de inutilización de flujo como resultado de la pérdida de permeabilidad relacionada con la compactación y los riesgos de operabilidad de pozo debido a la compactación de la roca, mientras maximiza las proporciones iniciales y la recuperación total del pozo. La discusión previa también puede aplicarse a operación de inyección cuando se inyectan fluidos y/o sólidos en un yacimiento. En otro ejemplo de optimización, límites técnicos pueden desarrollarse para el influjo a lo largo de la longitud de la completación a partir de los diversos yacimientos rocosos que se entrecruzan con la completación de pozo. Una función objetivo puede formularse para optimizar el perfil de influjo para una cantidad dada de producción total o proporción de inyección para el pozo. También, un solucionador de optimización puede utilizarse para resolver el problema de optimización definido por esta función objetivo junto con restricciones de optimización como se define por los límites técnicos diversos. Este solucionador de optimización puede proporcionar una solución optimizada que es el perfil de influjo optimizado consistente con los límites técnicos de rendimiento de pozo deseados y la producción de pozo objetivo o proporciones de inyección. Basándose en las soluciones del solucionador de optimización, un plan de supervisión de campo puede desarrollarse para el campo, como se muestra en el bloque 910 y se discute además en lo siguiente. El plan de supervisión de campo puede seguir la solución de optímización y las restricciones de límite técnico para proporcionar los hidrocarburos en una forma eficiente y mejorada. Alternativamente, la arquitectura de completación de pozo, es decir, el tipo de completación, hardware y dispositivo de control de influjo, pueden diseñarse e instalarse dentro del pozo para manejar el influjo de pozo de acuerdo con límites técnicos que gobiernan el influjo a partir de varios yacimientos en el pozo. Después, en el bloque 912, el pozo podría utilizarse para producir hidrocarburos o inyectar fluidos y/o sólidos en una forma que siga el plan de supervisión para mantener la operación dentro de los limites técnicos. Por consiguiente, el proceso finaliza en el bloque 914. Benéficamente, al optimizar el rendimiento de pozo, pueden reducirse las posibilidades de pérdida en la producción de hidrocarburos o inyección de fluidos y/o sólidos. También, la operación del pozo puede ajustarse para evitar eventos indeseables y mejorar la economía de un pozo durante su ciclo de vida. Además, el presente procedimiento proporciona una base técnica para operaciones de pozo diarias, como opuestas al uso de leyes de hog, u otras reglas empíricas que se basan en suposiciones fallidas. Como un ejemplo específico, el pozo 103 puede ser una completación de pozo revestido, la cual es una continuación del ejemplo descrito en lo anterior con referencia a los procesos de las FIGURAS 3 y 5. Como se discute previamente, los límites de operabilidad de pozo y los límites de productividad de pozo pueden obtenerse a partir de los procesos discutidos en las FIGURAS 3-6B o un límite de física acoplada puede obtenerse como se discute en las FIGURAS 7-8. Independientemente de la fuente, los límites técnicos se acceden para su utilización en definir las restricciones de optimización. Además, cualquier Función Objetivo deseada a partir de la perspectiva de economía de pozo/campo puede emplearse. La función objetivo puede incluir maximizar la tasa de producción de pozo, u optimizar el perfil de influjo de pozo, etc. Por consiguiente, para optimizar la tasa de producción de pozo, el límite de operabilidad de pozo y el límite de productividad de pozo pueden emplearse simultáneamente como restricciones para desarrollar el historial óptimo de la reducción y sobreexplotación de pozo durante el ciclo de vida del pozo. Condiciones de operaciones de pozo desarrolladas de esta manera pueden manejar sistemáticamente el riesgo de fallas de integridad mecánica del pozo, mientras reducen el impacto potencial de varios modos de inutilización de flujo en la capacidad de flujo de pozo. Alternativamente, para optimizar el perfil de influjo en la completación de pozo, el límite de operabilidad de pozo y el límite de productividad de pozo para cada capa de yacimiento como entrecruzada por la completación de pozo puede emplearse simultáneamente como restricciones para desarrollar el perfil de influjo óptimo a lo largo de la longitud de la completación durante el ciclo de vida del pozo. Este perfil de influjo óptimo se utiliza para desarrollar arquitectura de completación de pozo, es decir, tipo de completación de pozo, hardware y dispositivos de control de influjo que permite que la producción o inyección utilicen las condiciones de flujo optimizadas. Con la solución optimizada para la función objetivo y los límites técnicos, se desarrolla un plan de supervisión de campo. La supervisión de campo puede incluir el monitoreo de datos tales como presiones superficiales medidas o las presiones del fondo del pozo de flujo del fondo de la perforación, estimaciones de las presiones de cierre temporal estático del fondo de la perforación, o cualesquier otras mediciones de datos físicos de la superficie o del fondo de la perforación, tal como la temperatura, o presiones, proporciones de fase de fluido individuales, proporciones de flujo, etc. Esas medidas pueden obtenerse a partir de los calibres de presión de la superficie o del fondo de la perforación, cables ópticos de fibra de temperatura distribuida, calibres de temperatura de punto sencillo, medidores de flujo, y/o cualquier otro dispositivo de medición de datos físicos superficial o del fondo de la perforación en tiempo real que puedan utilizarse para determinar la reducción, sobreexplotación y tasas de producción de cada una de las capas de yacimiento en el pozo. Por consiguiente, el plan de supervisión de campo puede incluir instrumentos, tales como, pero no limitados a, calibres de presión del fondo de la perforación, los cuales se instalan permanentemente en el fondo de la perforación o se tienden sobre un cable de acero. También, medidores de temperatura de fibra óptica y otros dispositivos pueden distribuirse sobre la longitud de la completación de pozo para transmitir medidas de datos en tiempo real hasta el servidor de cómputo central para su utilización por el ingeniero para ajustar las condiciones de operación de producción de pozo de acuerdo con el plan de supervisión de campo. Es decir, el plan de supervisión de campo puede indicar que ingenieros de campo o personal deben revisar la reducción y sobreexplotación de pozo u otras condiciones de producción de pozo en una base diaria contra un nivel objetivo establecido para mantener el rendimiento optimizado del pozo. Las FIGURAS 10A-10C ilustran diagramas ejemplares asociados con la optimización del pozo de la FIGURA 1 de acuerdo con las presentes técnicas. En particular, la FIGURA 10A compara el límite de operabilidad de pozo con el límite de productividad de pozo de un pozo para la reducción 1002 de pozo contra la sobreexplotación 1004 de pozo de acuerdo con las presentes técnicas. En la FIGURA 10A un diagrama, el cual generalmente se refiere como el número 1000 de referencia, compara el límite 1006 de operabilidad de pozo como se discute en la FIGURA 4 con el límite 1007 de productividad de pozo de la FIGURA 6A. En este ejemplo, se proporcionan una trayectoria 1008 de producción no optimizada o de producción típica y una trayectoria 1009 de producción de rendimiento de pozo integrada optimizada. La trayectoria 1008 de producción no optimizada puede mejorar la producción diaria basándose en un estado de limite sencillo, tal como el límite de operabilidad de pozo, mientras la trayectoria 1009 de producción de IWP puede ser una trayectoria de producción optimizada que se basa en la solución para el problema de optimización utilizando la función objetivo y los límites técnicos discutidos en lo anterior. Los beneficios inmediatos de la trayectoria 1009 de producción de rendimiento de pozo integrado sobre la trayectoria 1008 de producción no optimizada no son inmediatamente evidentes al observar la reducción contra la sobreexplotación sola. En la FIGURA 10B, un diagrama, el cual generalmente se refiere como el número 1010 de referencia, compara la tasa 1012 de producción con el tiempo 1014 para las trayectorias de producción. En este ejemplo, la trayectoria 1016 de producción no optimizada la cual se asocia con la trayectoria 1008 de producción, y la trayectoria 1018 de producción de IWP, la cual se asocia con la trayectoria 1009 de producción, se representan por la tasa de producción del pozo durante un periodo de operación para cada trayectoria de producción. Con la trayectoria 1016 de producción no optimizada, la tasa de producción es micialmente más alta, pero cae por debajo de la trayectoria 1018 de producción de IWP con el tiempo. Como resultado, la trayectoria 1018 de producción de IWP presenta un tiempo de estancamiento más largo y es económicamente ventajosa . En la FIGURA 10C, un diagrama, el cual generalmente se refiere como el número 1020 de referencia, compara los bbl (barriles) 1022 totales con el tiempo 1024 para las trayectorias de producción. En este ejemplo, la trayectoria 1026 de producción no optimizada la cual se asocia con la trayectoria 1008 de producción, y la trayectoria 1028 de producción de IWP, la cual se asocia con la trayectoria 1009 de producción, se representan por los bbl totales del pozo durante un periodo de operación para cada trayectoria de producción. Con la trayectoria 1026 de producción no optimizada, los bbl totales nuevamente son ínicialmente más altos que la trayectoria 1028 de producción de IWP, pero la trayectoria 1028 de producción de IWP produce más que la trayectoria 1026 de producción no optimizada durante el periodo de tiempo. Como resultado, más hidrocarburos, tal como petróleo, se producen durante el mismo intervalo de tiempo que la trayectoria 1026 de producción no optimizada, lo cual resulta en la captura de más de la reserva para la trayectoria de producción de IWP.

Alternativamente, la optimización puede utilizar el límite de física acoplada junto con la función objetivo para optimizar el rendimiento de pozo. Por ejemplo, debido a que la economía de la mayoría de las completaciones de pozo de agua profunda es sensible a las tasas de producción de pozo del periodo de estancamiento inicial y la longitud del tiempo de estancamiento, la función objetivo puede ser maximizar la tasa de producción de pozo. Por consiguiente, un simulador de depósito estándar puede utilizarse para desarrollar un modelo de simulación de pozo sencillo para el pozo objetivo cuyo rendimiento va a optimizarse (es decir, maximizar la tasa de producción de pozo) . El modelo de simulación de depósito puede basarse en métodos de discretización volumétrica de rejillas/celdas, los cuales se basan en el modelo geológico del depósito accedido por el pozo. Los métodos de discretización de volumétrica de rejillas/celdas pueden ser métodos de Diferencia Finita, Volumen Finito, Elemento Finito, o cualquier otro método numérico utilizado para resolver ecuaciones de diferencia parcial. El modelo de simulación de depósito se utiliza para pronosticar la tasa de producción de pozo contra el tiempo para un conjunto dado de condiciones de operación de pozo, tal como reducción y sobreexplotación. En un nivel dado de reducción y sobreexplotación, el rendimiento de pozo en el modelo de simulación se restringe por el límite de física acoplada desarrollado en el proceso 700 de física acoplada. Restricciones adicionales sobre rendimiento de pozo, tal como el limite superior sobre las relaciones de gas-petróleo (GOR) , relaciones de agua-petróleo (WOR) , y similares, también pueden emplearse como restricciones para pronosticar y optimizar el rendimiento de pozo. Un solucionador de optimización puede emplearse para resolver el problema de optimización anterior para calcular el historial de tiempo de la reducción y sobreexplotación de pozo que maximiza la tasa de producción de pozo del periodo de estancamiento. Entonces, un plan de supervisión de campo puede desarrollarse y utilizarse, como se discute en lo anterior. Mientras las presentes técnicas de la invención pueden ser susceptibles a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado por medio del ejemplo. Sin embargo, se debe entender nuevamente que la invención no se pretende para limitarse a las modalidades particulares descritas en la presente. De hecho, las presentes técnicas de la invención son para cubrir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caigan dentro del espíritu y alcance de la invención como se define por las siguientes reivindicaciones anexas .

Claims (24)

1. REIVINDICACIONES 1. Un método caracterizado porque comprende: identificar una pluralidad de primeras leyes físicas principales que gobiernan el rendimiento de un pozo; identificar una pluralidad de parámetros asociados con por lo menos una de la pluralidad de primeras leyes físicas principales y el pozo; seleccionar por lo menos un simulador de física acoplada que utiliza un modelo de simulación computacional basado por lo menos en una de la pluralidad de primeras leyes físicas principales; utilizar por lo menos un simulador de física acoplada para generar un límite de física acoplada que incluye una combinación de condiciones de operación de pozo que afectan el rendimiento del pozo; y utilizar el de física acoplada para mejorar el rendimiento del pozo.
2. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, que utiliza el límite de física acoplada para caracterizar la producción del pozo.
3. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, que utiliza el límite de física acoplada para caracterizar la inyección en el pozo.
4. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterízado porque el límite de física acoplada se utiliza en un simulador de depósito para simular el rendimiento de influjo de pozo.
5. 5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el límite de física acoplada se utiliza en un simulador de completación para simular el rendimiento de influjo de pozo.
6. 6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se utiliza el límite de física acoplada para evaluar e interpretar el rendimiento de pozo basándose en el análisis transitorio de presión de los datos de calibre permanente en el fondo de la perforación.
7. 7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se utiliza el límite de física acoplada para evaluar el rendimiento de pozo basándose en la medición e interpretación de los datos físicos en el fondo de la perforación en un punto dado en el tiempo o en tiempo real .
8. 8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se utiliza el límite de física acoplada para eliminar errores generados a partir de parámetros libres no físicos cuando se evalúa el rendimiento de pozo.
9. 9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se utiliza el límite de física acoplada para desarrollar datos de diagnóstico para su utilización en identificar la raíz que provoca problemas que afectan el rendimiento de una completación de pozo en el pozo.
10. 10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la pluralidad de primeras leyes físicas principales comprende por lo menos uno de los principios de mecánica de fluido que gobiernan el flujo a través de las rocas productivas y completaciones de pozo, principios de geomecánica de las deformaciones cerca del sondeo y la roca productiva en volumen, deformaciones del elemento tubular de pozo, cambios de propiedad del flujo de la roca, principios de la termomecánica que gobierna la transferencia de calor en el sondeo, cerca del sondeo y de la roca productiva en volumen, y dentro de la completación de pozo, y la química de la roca productiva y las interacciones de fluido.
11. 11. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la pluralidad de primeras leyes físicas principales comprende comportamiento geomecánico de la roca productiva según se caracteriza por las resistencias a esfuerzo cortante débil y alta capacidad de comprensión.
12. 12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque por lo menos un simulador de física acoplada se basa en uno de una diferencia finita, elemento finito, volumen finito, métodos de discretización de puntos o rejillas/celdas, y combinación de los mismos.
13. 13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque por lo menos un simulador de fisica acoplada es un simulador de tensión-deformación geomecánica basado en método de elemento finito.
14. 14. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque por lo menos un simulador de fisica acoplada es un simulador de dinámica de fluido computacional basado en uno de un volumen finito, elemento finito y método de diferencia finita.
15. 15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende utilizar el límite de física acoplada para producir hidrocarburos a partir del pozo .
16. 16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende utilizar el límite de física acoplada para inyectar fluidos en el pozo.
17. 17. Un aparato caracterizado porque comprende: un procesador; una memoria acoplada al procesador; y una aplicación accesible por el procesador, donde la aplicación se configura para: obtener una pluralidad de primeras leyes físicas principales para una completación de pozo; obtener una pluralidad de parámetros asociados con por lo menos una de la pluralidad de primeras leyes físicas principales y la completación de pozo; utilizar una pluralidad de simuladores de física acoplada que utiliza un modelo de simulación computacional basado por lo menos en una de la pluralidad de primeras leyes físicas principales; y generar un límite de física acoplada a partir de la pluralidad de simuladores de física acoplada, el límite de física acoplada incluye una combinación de condiciones de operación de pozo que afectan el rendimiento del pozo.
18. 18. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, en donde la aplicación se configura para caracterizar la producción del pozo basándose en el límite de física acoplada.
19. 19. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, en donde la aplicación se configura para caracterizar la inyección en el pozo basándose en el límite de física acoplada .
20. 20. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la aplicación se configura para: recibir datos del fondo de la perforación del pozo; analizar los datos del fondo de la perforación; proporcionar el análisis al usuario; y ejecutar operaciones en el fondo de la perforación basándose en análisis de datos del fondo de la perforación.
21. 21. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la aplicación se configura para ayudar a diseñar la configuración de completación de pozo y hardware .
22. 22. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la aplicación se configura para proporcionar una estrategia de operación de pozo durante un ciclo de vida de la completación de pozo.
23. 23. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la aplicación se configura para: recibir datos asociados con la completación de pozo; utilizar los datos junto con el límite de física acoplada para generar datos de diagnóstico; y identificar la raíz que provoca problemas que afectan el rendimiento del pozo basándose en los datos de diagnóstico .
24. 24. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la aplicación se utiliza en por lo menos una de la producción de hidrocarburos a partir del pozo y la inyección de fluidos en el pozo basándose en el límite de física acoplada.