MX2008015872A

MX2008015872A - Metodo y sistema para diseñar y optimizar operaciones de perforacion y de terminacion en yacimientos de hidrocarburos.

Info

Publication number: MX2008015872A
Application number: MX2008015872A
Authority: MX
Inventors: Tom R Bratton; Randy Koepsell; Tom Olsen; Adam Donald
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2006-06-15
Filing date: 2007-06-15
Publication date: 2009-01-12
Also published as: US20070294034A1; EA017421B1; US7953587B2; CA2654730A1; EA200970017A1; CA2654730C; WO2007147135A3; WO2007147135A2

Abstract

Se describe un método para generar un diseño de sitio de pozo, que comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; construir un Modelo Terrestre Inicial con base en el flujo de trabajo, adaptado para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos, calibrar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado; y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado.

Description

MÉTODO Y SISTEMA PARA DISEÑAR Y OPTIMIZAR OPERACIONES DE PERFORACIÓN Y DE TERMINACIÓN EN YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El tema descrito en esta especificación se refiere a las técnicas para diseñar operaciones de sondeos. En particular, esta especificación describe un método y sistema asociado y dispositivo de almacenamiento de programas y un programa de computadora para desarrollar modelos terrestres para diseñar operaciones de perforación y/o de terminación para un sondeo que penetra una formación del subsuelo. Muchos yacimientos no tienen suficiente permeabilidad para que sean comerciales, a menos que se cree una fractura hidráulica que conecte la mayor parte del yacimiento al sondeo. Permeabilidad es "la capacidad, o medición de la capacidad de una roca, de transmitir fluidos normalmente medidos en darcies o milidarcies . " (Schlumberger Oilfield Glossary) . Además, la fractura hidráulica (u otra trayectoria de terminación, tal como la perforación) también debe tener una permeabilidad suficiente para que el yacimiento sea comercial. (El término "conductividad" a menudo se utiliza para describir la permeabilidad de una fractura) . A medida que la búsqueda de hidrocarburos continúa y que el precio del hidrocarburo aumenta, se desarrollan tecnologías que permiten la producción comercial de yacimientos con una permeabilidad en 'micro Darcies' y más baja. Sin embargo, el desarrollo comercial a menudo se limita por la permeabilidad insuficiente de la trayectoria de terminación. Esta especificación describe un 'flujo de trabajo que modela y optimiza las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' , donde los yacimientos pueden o no fracturarse en forma natural. Es decir, el 'flujo de trabajo que optimiza las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' antes mencionado caracterizará o determinará un conjunto de 'propiedades del yacimiento' con suficiente claridad para diseñar una o más 'operaciones de perforación y de terminación' de tal modo que las 'operaciones de perforación y de terminación reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzca el daño a la trayectoria de terminación, maximice el ritmo de producción y maximice la recuperación final. Un aspecto de la presente invención implica un método para generar un diseño de sitio de pozo que comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo adaptado para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre Inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado; y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado. Un aspecto adicional de la presente invención implica un programa de computadora adaptado para ejecutarse mediante un procesador, el programa de computadora, cuando se ejecuta mediante el procesador, lleva a cabo proceso para generar un diseño de sitio de pozo, el proceso comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo adaptado para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre Inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado; y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado. Un aspecto adicional de la presente invención implica un dispositivo de almacenamiento de programas legible mediante una máquina que representa en forma tangible un conjunto de instrucciones ejecutables por la máquina para realizar etapas del método para generar un diseño de sitio de pozo, las etapas del método comprenden: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo adaptado para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre Inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado; y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado. Un aspecto adicional de la presente invención implica un método para generar un diseño de sitio de pozo, el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos, que comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y de terminaciones en los yacimientos de hidrocarburos, uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimiza las operaciones de perforación y de terminaciones en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, al reducir al mínimo el daño a una trayectoria de terminación, al maximizar un ritmo de producción y al maximizar una recuperación final de los depósitos subterráneos de hidrocarburos del yacimiento; calibrar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado, la etapa de calibración incluye (a) observar las condiciones del sitio de pozo, generando así observaciones, (b) realizar simulaciones para así generar predicciones, (c) comparar las observaciones con las predicciones, (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones coincidan con las predicciones, (e) ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no coincidan con las predicciones; y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones coincidan con las predicciones; y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado, la etapa de generar el diseño de sitio de pozo incluye obtener el Modelo Terrestre calibrado, definir restricciones de operación para una operación del sitio de pozo, y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado y de las restricciones de operación. Un aspecto adicional de la presente invención implica un programa de computadora adaptado para ejecutarse mediante un procesador, el programa de computadora, cuando se ejecuta mediante el procesador, lleva a cabo proceso para generar un diseño de sitio de pozo, el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos, el proceso comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y de terminaciones en los yacimientos de hidrocarburos, uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimiza las operaciones de perforación y de terminaciones en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, al reducir al mínimo el daño a una trayectoria de terminación, al maximizar un ritmo de producción y al maximizar una recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos del yacimiento; calibrar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado, la etapa de calibración incluye (a) observar las condiciones del sitio de pozo, generando así observaciones, (b) realizar simulaciones para así generar predicciones, (c) comparar las observaciones con las predicciones, (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones coincidan con las predicciones, (e) ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no coincidan con las predicciones; y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones coincidan con las predicciones; y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado, la etapa de generar el diseño de sitio de pozo incluye obtener el Modelo Terrestre calibrado, definir restricciones de operación para una operación del sitio de pozo, y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado y de las restricciones de operación. Un aspecto adicional de la presente invención implica un sistema adaptado para generar un diseño de sitio de pozol que comprende : un aparato adaptado para diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; un aparato adaptado para construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos; un aparato adaptado para calibrar el Modelo Terrestre Inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado; y un aparato adaptado para generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado. Un aspecto adicional de la presente invención implica un sistema adaptado para generar un diseño de sitio de pozo, el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos, que comprende: un aparato adaptado para diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; un aparato adaptado para construir un Modelo Terrestre inicial con base en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y de terminaciones en los yacimientos de hidrocarburos, uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y de terminaciones en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, al reducir al mínimo el daño a una trayectoria de terminación, al maximizar un ritmo de producción y al maximizar una recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos del yacimiento; calibrar el aparato adaptado para calibrar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado, el aparato de calibración incluye (a) un aparato adaptado para observar las condiciones del sitio de pozo, generando así observaciones, (b) un aparato adaptado para realizar simulaciones para así generar predicciones, (c) un aparato adaptado para comparar las observaciones con las predicciones, (d) un aparato adaptado para aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando así un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones coincidan con las predicciones, (e) un aparato adaptado para ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no coincidan con las predicciones; y (f) un aparato adaptado para repetir la (b) a la (e) hasta que las observaciones coincidan con las predicciones; y un aparato de generación adaptado para generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado, el aparato de generación incluye un aparato adaptado para obtener el Modelo Terrestre calibrado, un aparato adaptado para definir restricciones de operación para una operación del sitio de pozo, y un aparato adaptado para diseñar y generar el diseño de sitio de pozo con el uso del Modelo Terrestre calibrado y de las restricciones de operación. Un campo de aplicación adicional se hará aparente a partir de la descripción y la descripción detallada presentadas a continuación. Sin embargo, debe entenderse que la descripción y la descripción detallada y los ejemplos específicos establecidos en lo siguiente se proporcionan sólo a modo de ilustración, ya que diversos cambios y modificaciones dentro del espíritu y alcance del 'flujo de trabajo que optimiza las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' , como se describe y reclama en esta especificación, se harán obvios para alguien con experiencia en la técnica a partir de una lectura de la siguiente descripción y descripción detallada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Se adquirirá un entendimiento total a partir de la descripción detallada presentada a continuación y de los dibujos anexos que se proporcionan sólo a modo de ilustración y que no pretenden ser limitativos en ningún grado, y en donde : la Figura 1 ilustra un sistema informático adaptado para almacenar un 'Software adaptado para optimizar las Operaciones de Perforación y de Terminaciones en yacimientos de Hidrocarburos' ; la Figura 2 ilustra un diagrama de flujo del 'Software adaptado para Optimizar las Operaciones de Perforación y de Terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' 60, el cual se almacena en el sistema informático de la figura 1 y se adapta para optimizar las operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' al 4 caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar operaciones de perforación y de terminaciones que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el ritmo de producción y maximicen la recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento' y para generar un 'diseño de sitio de pozo con base en un Modelo Terrestre (EM) calibrado' antes de practicar una etapa de 'monitorear datos del sitio de pozo' ; la Figura 3 es un diagrama esquemático que ilustra un 'diseño de flujo de trabajo' de un 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' con base en el 'diseño de flujo de trabajo' de la figura 2, el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos y, durante el modelado, el EM 'optimizará las operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar operaciones de perforación y de terminaciones que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el ritmo de producción y maximicen la recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento; La Figura 4 es un diagrama de flujo que representa un método para calibrar el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' que representa las 'operaciones de perforación y de terminaciones' de la figura 3; la Figura 5 es un diagrama de flujo que representa un 'método para generar un diseño operacional de la perforación y terminaciones de un sitio de pozo' que utiliza el Modelo Terrestre Inicial de la figura 3, el cual se ha calibrado con el uso del método de calibración de la figura 4; la Figura 6A es un diagrama de flujo que representa una construcción más detallada del 'método para generar un diseño operacional de la perforación y terminaciones de un sitio de pozo' de la figura 5; la Figura 6B ilustra un método o proceso científico, en donde un modelo o teoría se propone y afina hasta que el modelo o teoría predice con exactitud los resultados de un experimento o proceso; las Figuras 7A y 7B ilustran cómo se aplica el método o proceso científico de la figura 6 a operaciones en campos petrolíferos; la Figura 8 ilustra un Modelo Terrestre (EM) que incluye un Modelo Terrestre Mecánico (MEM) adaptado para una simulación geomecánica. la Figura 9 ilustra un ejemplo de fracturas naturales dañadas en un pozo que tiene 19 niveles de fractura hidráulica; las Figuras 10 y 11 ilustran el último objetivo del Software mencionado en lo anterior, almacenado en la memoria del sistema informático de la figura 1 que se adapta para practicar un 'Método para optimizar las Operaciones de Perforación y de Terminaciones en yacimientos de Hidrocarburos' ; es decir, para extraer petróleo y/o gas de una formación Terrestre, la figura 10 ilustra las características de la formación Terrestre y la figura 11 ilustra un equipo de perforación que se utiliza para extraer el petróleo y/o gas del yacimiento Terrestre de la figura 10; las Figuras 12 y 13 ilustran un método para generar un registro de salida de diagrafía del pozo; las Figuras 14, 15 y 16 ilustran un método para generar un registro reducido de salida de datos sísmicos; y la Figura 17 ilustra cómo el registro de salida de diagrafía del pozo y el registro reducido de salida de datos sísmicos representan, en conjunto, los 'datos de entrada' que se ingresan en el sistema informático de la figura 1.

DESCRIPCIÓN Las modalidades preferidas y actuales de la invención se muestran en las figuras identificadas en lo anterior y se describen en detalle en lo siguiente. Al describir las modalidades preferidas, se utilizan números similares o idénticos para identificar elementos comunes o similares. Las figuras no necesariamente se encuentran a escala y ciertas características y ciertas vistas de las figuras pueden mostrarse a una escala desproporcionada o en forma esquemática para claridad y concisión. Los sondeos se perforan para encontrar y producir hidrocarburos. Una herramienta de perforación del fondo de la perforación con una barrena en un extremo de la misma se hace avanzar dentro del suelo para formar un sondeo. Una vez que se perfora el sondeo, la herramienta de perforación se remueve y el pozo se completa al fijar con cemento un tubo de acero dentro del pozo. Después, los fluidos se remueven de la formación y se transportan a través del sondeo hacia la superficie . Las operaciones de perforación y de terminación a menudo se realizan de acuerdo con diversos parámetros de operación, tales como presiones del sondeo, velocidades de perforación, etc. Los parámetros de operación utilizados para perforar y completar el pozo pueden manipularse para optimizar las operaciones del sondeo. Otros parámetros, tales como parámetros del sitio de pozo, también pueden afectar las operaciones de perforación y/o de terminación, así como la capacidad de producir fluidos a partir del pozo. Tales parámetros del sitio de pozo pueden incluir, por ejemplo, parámetros de la formación, tales como permeabilidad y resistencia de la roca, y/o parámetros de la superficie, tales como presiones del lodo. Los parámetros del sitio de pozo también pueden manipularse para optimizar las operaciones del sitio de pozo, por ejemplo, al aumentar la presión del sondeo para crear fracturas hidráulicas para facilitar el flujo de fluido. Para determinar los parámetros deseados para generar un rendimiento óptimo del sitio de pozo, a menudo es conveniente predecir operaciones del sondeo. Tales predicciones pueden realizarse, por ejemplo, al utilizar diversas técnicas de simulación y/o de modelado. Tales simulaciones pueden realizarse para proporcionar una estimación del rendimiento del sondeo o para evaluar las condiciones del sondeo. Se han desarrollado diversas técnicas de modelado para predecir ciertas operaciones del sondeo, tal como la producción de hidrocarburos. Una técnica tal implica un método científico en el que una teoría o modelo se propone y afina hasta que el modelo predice con exactitud los resultados de un experimento o proceso. Este método implica un flujo de trabajo del diseño, ejecutarlo y evaluarlo. Otra técnica implica un modelo terrestre (EM) integrado que se utiliza junto con simuladores de campos petrolíferos y también se basa en el flujo de trabajo. Otra técnica implica un modelo terrestre mecánico (MEM) para su uso con aplicaciones geofísicas. Ejemplos de técnicas de modelado se describen en "Advancements in Acoustic Techniques for Evaluation Open Natural Fractures", SPWLA 47th Annual Logging Symposium, 4-7 de junio de 2006; "Near-wellbore Alteration and Formation Stress Parameters using Borehole Sonic Data", SPE 94841, octubre de 2005; " atching Rocks Change-Mechanical Earth Modeling" , por Ali et al., Oilfield Review, Summer 2003, p. 22-39; "Logging-While Drilling Images for Geomechanical, Geological and Petrophysical Interpretations" , Paper JJJ, SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Norway, 1999; y "Using Acoustic Anisotropy" , 41st SPWLA Symposium, junio de 2000.

Aunque se han desarrollado diversas técnicas de modelado, existe la necesidad de modelar técnicas capaces de predecir con exactitud el resultado de las operaciones del sitio de pozo. Las técnicas de modelado existentes normalmente proporcionan un conjunto limitado de predicciones que pueden optimizar las operaciones del sondeo. Tales técnicas de modelado a menudo no consideran los parámetros que afectan la calidad del modelo. Es conveniente tener sistemas de modelado capaces de considerar una amplia diversidad de parámetros que pueden afectar la operación del sitio de pozo. Las fracturas y la tensión son ejemplos de parámetros de la formación que pueden afectar las operaciones del sitio de pozo. Las fracturas que se extienden desde el sondeo y hacia las formaciones que rodean el sondeo a menudo pueden utilizarse para aumentar la permeabilidad para facilitar el flujo del fluido de la formación. Estas fracturas pueden ocurrir en forma natural o hacerse por el hombre. Las fracturas naturales son rupturas preexistentes en la formación. Las fracturas hechas por el hombre a menudo se crean en forma hidráulica para que se extienda desde el sondeo y hacia las formaciones que rodean el sondeo. En algunos casos, las fracturas hechas por el hombre se crean en forma intencional al aumentar la presión del sondeo. Tal operación del sondeo puede ejecutarse para aumentar la producción. En otros casos, tales como donde existe un gradiente de fractura bajo, el proceso de fijación con cemento realizado durante las terminaciones a menudo induce fracturas hechas por el hombre al forzar el cemento hacia la formación circundante. En los casos en que existen fracturas naturales, el proceso de fijación con cemento también puede forzar el cemento hacia la formación circundante, induciendo así una expansión de las fracturas naturales. La terminación de un pozo implica actividades realizadas después de que el pozo se ha perforado hasta una profundidad total, se han evaluado, tal como a través de diagrafías, para el potencial de producción y se ha preparado para su producción. Las actividades de terminación pueden incluir, sin limitación, fijar con cemento (tal como fijar con cemento el tubo de revestimiento en su lugar para un aislamiento zonal e integridad del pozo) , perforar el pozo, estimulación (incluyendo, sin limitación, acidificación de matriz, acidificación de fractura, fracturación hidráulica), pozos horizontales, multilaterales, perforación, lanzamiento en chorro e instalación de equipo de producción dentro del pozo, así como manejo de arena y manejo de agua. Las fracturas inducidas ocasionadas por los trabajos de terminaciones y/o fijación con cemento pueden dañar las permeabilidades proporcionadas por fracturas naturales. Las fracturas naturales también pueden dañarse con la inyección directa de cemento en la superficie del sondeo debido a una presión hidrostática del cemento mayor que la presión de yacimiento inherente a la fractura. Tales fracturas inducidas a menudo impulsan el cemento, por ejemplo, hacia la formación, de tal modo que el yacimiento se presenta no comercial. Por lo tanto, puede ser conveniente considerar las fracturas al diseñar operaciones del sitio de pozo. Se han encontrado dificultades al desarrollar modelos terrestres (EM) para aplicaciones corriente abajo, tales como operaciones de terminaciones. Muchos parámetros del fondo de la perforación pueden no haberse considerado al diseñar operaciones de terminaciones. A menudo es difícil obtener algunos parámetros deseados que pueden afectar los modelos, tal como abertura de fractura, permeabilidad, separación de fractura y tensiones (por ejemplo, magnitud de tensiones in situ, magnitud de tensiones horizontales máximas, etc.) Por ejemplo, puede ser difícil diferenciar entre la anisotropía acústica de las fracturas de aquéllas de las tensiones in situ o rugosidad del pozo de sondeo. Asimismo, diversas fracturas, tales como las inducidas por perforación, fracturas abiertas naturales y fracturas cerradas naturales, a menudo son difíciles de ubicar y/o de distinguir. Aun si tales parámetros pueden determinarse, a menudo es difícil generar modelos exactos y/o diseñar operaciones del sitio de pozo con tales parámetros.

Se han intentado técnicas para evaluar fracturas, como se describe, por ejemplo, en "Interpretation of Fracturing Pressures" , SPE 8297, septiembre de 1981 y "Mechanical Damage Detection and Anisotropy Evaluation Using Dipole Sonic Dispersión Analysis" , 43rd SPWLA Symposiu , junio del 2002. También se han desarrollado algunas técnicas de modelado básico con el uso de información de fracturación. Ejemplos de tal simulación de fracturación hidráulica y/o técnicas de modelado se describen en la US200.50236125 , US20060015310, US20050115711 y US6876959. Aunque estas técnicas pueden considerar fracturas y proporcionar diversas capacidades de modelado, normalmente no proporcionan un proceso analítico para utilizar parámetros de fractura yo para proporcionar diseños para operaciones del sitio de pozo. A pesar de los avances realizados en el análisis de modelado y de fractura, permanece la necesidad de determinar con mayor exactitud los parámetros del sitio de pozo. También permanece la necesidad de proporcionar modelos que puedan utilizarse para diseñar operaciones del sitio de pozo. Por lo tanto, es conveniente desarrollar modelos capaces de considerar parámetros, tales como fracturas naturales, aberturas de fractura, densidad de la fractura, génesis de la fractura, orientación de la fractura, orientación de la tensión, fuerzas residuales y otras características de las fracturas que puedan impactar la operación del sitio de pozo.

De preferencia, se proporcionan flujos de trabajo capaces de caracterizar las propiedades del yacimiento lo suficiente para diseñar operaciones de perforación y de terminación. De preferencia, las operaciones del sondeo diseñadas para reducir al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos y la trayectoria de terminación, maximizar los ritmos de producción y/o maximizar la recuperación de hidrocarburos. Además es conveniente que se desarrollen técnicas para diseñar operaciones del sondeo, utilizando técnicas de modelado que tomen en cuenta parámetros clave adicionales, tales como parámetros relacionados con las fracturas naturales. De preferencia, un modelado deseado y técnica de diseño incluye una o más de las siguientes características, entre otras: un modelo que tiene una amplia diversidad de parámetros del sitio de pozo (tal como, pero sin limitación, tensión, módulo de Young, coeficiente de Poisson) , un modelo extendido para diseñar operaciones de perforación y/o de terminaciones, un modelo que pueda incluir componentes adicionales o afinados, un modelo que pueda revisarse cuando se requiera, un modelo ajustable a condiciones del sitio de pozo, un modelo que pueda integrar condiciones de evolución y un método que proporcione realimentación a un operador concerniente al modelo y/o al diseño. Con referencia a la figura 1, se ilustra un sistema informático que se adapta para almacenar un 'Software adaptado para optimizar las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' . En la figura 1, se ilustra una estación de trabajo, una computadora personal u otro sistema 10 informático que se adapta para almacenar un 'Software adaptado para optimizar las operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' . El sistema 10 informático de la figura 1 incluye un Procesador 20 conectado en forma operativa a un bus 30 del sistema, una memoria u otro dispositivo 40 de almacenamiento del programa conectado en forma operativa al bus 30 del sistema y una grabadora o dispositivo 50 de visualización conectado en forma operativa al bus 30 del sistema. El sistema 10 informático de la figura 1 recibe un conjunto de 'Datos de Entrada' 80. Los 'Datos de Entrada' 80 se discutirán en detalle más adelante en esta especificación. La memoria u otro dispositivo 40 de almacenamiento del programa almacena un 'Software adaptado para optimizar operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' 60. Cuando el procesador 20 de la figura 1 ejecuta el Software 60 almacenado en la memoria 40 en respuesta a los 'Datos de Entrada' 80, el Software 60 (junto con el procesador 20) practicarán un 'método o técnica adaptada para caracterizar las propiedades de un yacimiento con suficiente claridad para diseñar operaciones de perforación y de terminación que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos y a la trayectoria de terminación, maximicen el ritmo de producción y maximicen la recuperación final' . El Software 60 de la figura 1, el cual se almacena en la memoria 40 de la figura 1, puede almacenarse inicialmente en un Disco Duro o CD-Rom 70, donde el Disco Duro o CD-Rom 70 también es un 'dispositivo de almacenamiento de programas' . El CD-Rom 70 puede insertarse en el sistema 10 informático y el Software 60 puede cargarse desde el CD-Rom 70 en la memoria/dispositivo 40 de almacenamiento de programas del sistema 10 informático de la figura 1. El Procesador 20 ejecutará el 'Software adaptado para optimizar las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' 60 que se almacena en la memoria 40 de la figura 1; y, en respuesta al mismo, el Procesador 20 generará una 'visualización de salida' que se graba o se visualiza en la Grabadora o el Dispositivo 50 de visualización de la figura 1. La 'visualización de salida' , la cual se graba o visualiza en la Grabadora o Dispositivo 50 de visualización de la figura 1, puede grabar o visualizar un 'diseño o diseños del sitio de pozo con base en un Modelo Terrestre (EM) calibrado' , como se discute en esta especificación. El sistema 10 informático de la figura 1 puede ser una computadora personal (PC) , una estación de trabajo, un microprocesador o una computadora central. Ejemplos de posibles estaciones de trabajo incluyen una estación de trabajo Silicon Graphics Indigo 2 o una estación de trabajo Sun SPARC o una estación de trabajo Sun ULTRA o una estación de trabajo Sun BLADE. La memoria o dispositivo 40 de almacenamiento de programas (incluyendo el Disco Duro o CD-Rom 70 antes mencionado) es un 'medio legible por computadora' o un 'dispositivo de almacenamiento de programas' que puede leerse por una máquina, tal como el procesador 20. El procesador 20 puede ser, por ejemplo, un microprocesador, microcontrolador o una computadora central o procesador de estación de trabajo. La memoria o dispositivo 40 de almacenamiento de programas, el cual almacena el 'Software adaptado para optimizar operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' 60, puede ser, por ejemplo, un disco duro, ROM, CD-ROM, DRAM u otra RAM, memoria flash, almacenamiento magnético, almacenamiento óptico, registradores u otra memoria volátil y/o no volátil. Con referencia a la figura 2, se ilustra un 'método para diseñar una operación del sitio de pozo' 100. En la figura 2, se ilustra un diagrama de flujo que representa el 'Software adaptado para optimizar operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' 60 de la figura 1. En la figura 2, el 'método para diseñar una operación del sitio de pozo' 100 incluye: (.1) un diagrama de flujo 60 del 'Software adaptado para Optimizar Operaciones de Perforación y de Terminaciones en yacimientos de Hidrocarburos' 60 de la figura 1 que se almacena en la memoria 40 del sistema 10 informático y que se adapta para generar un 'diseño del sitio de pozo con base en un Modelo Terrestre (EM) calibrado' y (2) una etapa 110 de 'monitorear datos del sitio de pozo' . En la figura 2, el 'método para diseñar una operación del sitio de pozo' 100 incluye: (1) el diagrama de flujo del Software 60 de la figura 1 incluye las etapas 102, 104, 106 y 108 y (2) la etapa 110 de 'monitorear datos del sitio de pozo' . En la figura 2, el diagrama de flujo del Software 60 de la figura 1 incluye cuatro etapas 102, 104, 106 y 108, como sigue: (1) una etapa 102 de 'diseñar un flujo de trabajo para un modelo terrestre (EM) ' , donde el flujo de trabajo puede definir un Modelo Terrestre que se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos, (2) una etapa 104 de 'construir un Modelo Terrestre (EM) Inicial' , donde el EM se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en flujos de trabajo de hidrocarburos y, durante el modelado, el EM Optimizará las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad con el fin de diseñar operaciones de perforación y de terminaciones que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el ritmo de producción y maximicen la recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento', (3) una etapa 106 de 'calibrar el Modelo Terrestre (EM) Inicial' , generando así un 'Modelo Terrestre calibrado' , el cual se adapta para calibrar el Modelo Terrestre Inicial de la etapa 104, y (4) una etapa 108 de 'generar un diseño del sitio de pozo que se base en el Modelo Terrestre calibrado' , el 'diseño generado del sitio de pozo' se adapta para realizar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos con base en el 'Modelo Terrestre (EM) calibrado/revisado' de la etapa 106. En la etapa 110, el 'diseño generado del sitio de pozo' además puede producir o generar 'datos del sitio de pozo' (tal como una respuesta de la formación) los cuales pueden monitorearse entonces. Si se desea, Después de la etapa 110 de 'Monitorear Datos del Sitio de Pozo' , el Modelo Terrestre (EM) calibrado puede entonces 'volverse a calibrar' y las operaciones del sitio de pozo pueden entonces 'volverse a diseñar'. El proceso puede repetirse según se desee. En la figura 2, la etapa 102 implica diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre (adaptado para modelar operaciones de perforaciones y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos) con el uso de parámetros cruciales del sitio de pozo. Esto normalmente se realiza al determinar qué parámetros de formación afectan los resultados operacionales . Estos parámetros de formación se agrupan con base en su similitud y forman modelos de flujo de trabajo. Estos modelos de flujo de trabajo caracterizan los parámetros cruciales de formación que afectan ciertos aspectos de la operación del sondeo. Estos modelos de flujo de trabajo también definen los datos que se recopilarán y la forma de recopilación de los datos. De esta manera se crea un Modelo Terrestre (EM) que proporciona una estructura con la información básica necesaria para desarrollar resultados de simulación que representan sitios de pozo verdaderos o comportamiento de la formación. Los modelos de flujo de trabajo y datos asociados procesados a través de los modelos de flujo de trabajo pueden seleccionarse con base en la relevancia de la operación deseada del sitio de pozo. Por ejemplo, ciertos modelos de fractura pueden seleccionarse con base en su impacto en las operaciones de terminaciones. Con referencia a la figura 3, se ilustra una construcción más detallada de la etapa 102 de 'Diseñar un flujo de trabajo para un EM' de la figura 2 y la etapa 104 de 'Construir un EM inicial con base en el diseño de flujo de trabajo' de la figura 2. La figura 3 en realidad representa un ejemplo de un 'método para diseñar un flujo de trabajo' . En la figura 3 un 'diseño de flujo de trabajo' 112 representa un 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' 112 que se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos y, durante el modelado, el EM 'optimizará las operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar operaciones de perforación y de terminaciones que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el ritmo de producción y maximicen la recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento. En la figura 3, el 'diseño de flujo de trabajo' 112 (que se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos) define el proceso para modelar diversas condiciones del sitio de pozo (tales como, a modo de ejemplo, operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos) y proporciona la estructura básica para el 'Modelo Terrestre (EM) adaptado par modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' . La Figura 3 representa en forma esquemática un ejemplo de un 'diseño de flujo de trabajo' que incluye una pluralidad de 'modelos individuales de flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 que se utilizan para definir un 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' 112 que se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' relacionado con las Operaciones de terminaciones del sitio de pozo' . Debe recordarse que el 'Modelo Terrestre Inicial' 112 que modela operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburos se adapta para 'optimizar las operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar operaciones de perforación y de terminaciones que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el ritmo de producción y maximicen la recuperación final de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento' . En la figura 3, dependiendo de la aplicación específica, los 'modelos individuales del flujo de trabajo' del 'diseño de flujo de trabajo' 112 puede seleccionarse a fin de que ciertos factores que impactan la operación del sitio de pozo puedan tomarse en cuenta. En el ejemplo mostrado en la Figura 3, los 'modelos individuales del flujo de trabajo' incluyen diversos modelos que pueden impactar la operación de terminaciones del sondeo. En la Figura 3, el 'diseño de flujo de trabajo' 112 incluye una pluralidad de 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 que se seleccionan y adaptan para 'modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' con el propósito final de 'diseñar una operación de terminaciones' . Los modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 del 'diseño de flujo de trabajo' 112 de la figura 3 incluyen: un modelo 114 de armazón, un modelo 116 petrofísico, un modelo 118 de estratografía Mecánica, un modelo 120 de Resistencia de la Roca, un modelo 122 con Sobrecarga, un modelo 124 de Presión de Poro, un modelo 126 de Dirección de la Tensión y un modelo 128 de Magnitud de la Tensión o Tensión Horizontal, respectivamente (en lo sucesivo denominados 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 o sólo 'modelos individuales del flujo de trabajo'). En un ejemplo mostrado en la figura 3, se crea un 'Modelo Terrestre (EM) Inicial adaptado para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos' que incluye varios 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128. Un modelo tal del flujo de trabajo es un modelo 118 de ' estratografía mecánica' que tiene datos del sitio de pozo que caracterizan fracturas naturales. Los datos pueden basarse en mediciones actuales, información predeterminada y/u otras fuentes. Pueden tomarse mediciones adicionales para recopilar los datos deseados para los modelos del flujo de trabajo . Los datos pueden recopilarse, organizarse y analizarse para su procesamiento a través de los 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 de la figura 3. Normalmente, un 'modelo individual del flujo de trabajo' se selecciona de acuerdo con los parámetros de información deseada, requeridos por el diseño del trabajo. Por ejemplo, los datos relacionados con las dimensiones de la fractura pueden ingresarse en un modelo 118 de ? estratografía mecánica' y aplicarse al EM de la figura 3 para determinar el impacto potencial sobre las operaciones de terminaciones. Los tipos de datos que pueden utilizarse abarcan una extensa área y pueden incluir, por ejemplo, datos sísmicos, datos de perforación, datos de diagrafía, geológicos y otros datos. Los datos pueden manejarse para mejorar el rendimiento del diseño del trabajo y/o para facilitar su procesamiento. De preferencia, se tiene acceso a los datos en forma fácil y rápida. En algunos casos, los datos pueden generarse a partir de conjuntos de datos de múltiples pozos y/o de múltiples corridas. Algunos conjuntos tales pueden tener imágenes que requieren un procesamiento y edición de datos para presentar los datos en una forma utilizable . De preferencia, los datos originales y su procesamiento se mantienen en línea o casi en línea para una verificación y/o interpretación adicional que pueda requerirse. Además, los datos de una auditoría geomecánica pueden sintetizarse hasta un conjunto de datos clave para un acceso más rápido a la base de datos y un procesamiento corriente abajo. Debido a que estos proyectos a menudo implican grandes conjuntos de datos, el tiempo y el rendimiento pueden volverse un problema. En algunos casos, puede ser necesario mover datos editados clave a un segundo proyecto para interpretaciones corriente arriba. De preferencia, los datos se configuran para su movimiento fácil y rápido entre los proyectos al utilizar, por ejemplo, una función de exportación de datos del proyecto de gestión de datos. Los datos pueden respaldarse en múltiples ubicaciones. Los datos también pueden configurarse en conjuntos de datos más pequeños para permitir un movimiento más rápido a través de redes con un ancho de banda bajo. Ciertos conjuntos de datos pueden identificarse como datos clave y colocarse para un uso óptimo. Los datos pueden manipularse, según se requiera, para generar el mejor resultado. Si se desea, los datos pueden analizarse y volverse a configurar para un procesamiento óptimo. Con base en restricciones conocidas u otros factores, puede darse prioridad a los datos, filtrarse, disponerse o manipularse de algún otro modo para obtener el diseño de trabajo deseado. De preferencia, los datos se seleccionan de acuerdo con el problema que se va a solucionar. Los datos también pueden auditarse y analizarse para proporcionar los mejores datos y generar el mejor resultado . Existe potencialmente una gran cantidad de datos para compilar. Puede ser útil procesar por adelantado ciertos datos, tales como datos sísmicos. Se puede analizar una cantidad importante de datos en el software de procesamiento de datos. Se pueden analizar diagrafías petrofísicas para una evaluación completa de la formación. Aunque pueden analizarse imágenes del pozo de sondeo para buscar fracturas que ocurren en forma natural de arena de inmersión de la formación, otro paso a través de los datos puede realizarse para buscar específicamente condiciones inducidas por perforación, tales como fracturación y rupturas. Otros análisis de datos, tal como el análisis de datos de calibre y formas de onda sónicas, pueden realizarse, por ejemplo, en los casos en que el procesamiento de campo es dudoso. A medida que aumenta el número de observaciones geomecánicas , pueden colocarse restricciones en los modelos de flujo de trabajo. Cada 'modelo individual de flujo de trabajo' (es decir, uno de los modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 de la figura 3) puede ser un modelo de una sola o de múltiples dimensiones. Un modelo de una dimensión proporciona una estructura sencilla y rápida para el EM de la figura 3. Los casos multidimensionales proporcionan más información completa, pero son más complejos. En algunos casos, un modelo sencillo de una dimensión es suficiente. En otros casos, pueden necesitarse modelos de múltiples dimensiones para apreciar por completo las condiciones del sitio de pozo. Los diversos 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 seleccionados son capaces de predecir condiciones que pueden afectar la operación del sondeo. En el ejemplo mostrado, los modelos de flujo de trabajo se seleccionan para proporcionar información acerca de las condiciones del sondeo que pueden afectar la operación de perforación y/o de terminaciones . Cada uno de los 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 ejemplares de la figura 3 se describe aún más en lo siguiente. Los datos de armazón se alimentan en el modelo 114 de armazón para predecir la estructura del yacimiento, tal como fallas, estructuras acuñadas, disconformidades, las superficies de las partes superiores principales de la formación y otros parámetros. Para un modelo de una dimensión, el modelo de armazón puede simplemente ser una descripción de la columna estratográfica, o partes superiores de la formación, en una profundidad vertical real. Un modelo sencillo de una dimensión puede ser insuficiente para proporcionar al ingeniero geomecánico suficiente comprensión o entendimiento para construir un modelo totalmente tridimensional. Un modelo totalmente tridimensional puede ser importante para la modelación tridimensional de tensión. El modelo 114 de armazón puede construirse a partir de datos sísmicos y de diagrafía. Los datos sísmicos pueden incluir secciones sísmicas apropiadas y velocidades calibradas a partir de datos de tiro de calibración sísmica. Diagrafías petrofísicas típicas pueden utilizarse para ayudar a identificar las partes superiores principales de la formación. Las diagrafías del inclinómetro pueden utilizarse para cuantificar la inclinación de la formación y la ubicación de las fallas y disconformidades. Los datos petrofísicos se alimentan a un modelo 116 petrofísico para predecir parámetros, tal como la porosidad, litología/mineralogía, saturación, presión del yacimiento y la permeabilidad del yacimiento no fracturado. El modelo 116 petrofísico puede construirse a partir de las diagrafías de la formación y del núcleo recubierto. La mineralogía/litología de porosidad, saturación y permeabilidad de las diferentes capas puede cuantificarse . Las propiedades petrofísicas también pueden validarse con comprobaciones petrofísicas estándares llevadas a cabo en el núcleo recubierto. Los datos de estratografía mecánica se alimentan a un modelo 118 de estratografía mecánica para predecir las propiedades de la formación entre las partes superiores de la formación. Las propiedades elásticas de la roca intacta y el sistema de fracturas abiertas naturales (ONF) característico de preferencia se cuantifican. Este modelo 118 puede utilizarse para diferenciar entre capas de diferentes propiedades mecánicas. Además de capas de diferente litología, pueden existir límites debido a una rigidez contrastante, como el módulo de Young, y límites debido a un soporte mecánico contrastante. En algunas facies, la matriz puede soportar la sobrecarga. En otras, las partículas de arcilla soportan el modelo 122 de sobrecarga. Las fracturas naturales normalmente alteran la rigidez global de la formación, así como la permeabilidad efectiva de la formación. Cálculos de anisotropía tridimensional pueden utilizarse al tratar con simetría transversalmente isotrópica u ortorrómbica . Se pueden utilizar algoritmos de inversión para determinar el tensor de esfuerzo al tratar con medios anisotrópicos . Véase, por ejemplo, Patente Norteamericana No. 5,398,215; "Advancements in Acoustic Techniques for Evaluation Open Natural Fractures" (paper QQ) y "Formation Anisotropy Parameters Using Borehole Sonic Data" (paper TT) presentada en el SPWLA 47th Annual Logging Symposium, 4-7 de junio de 2006. Esto puede ser útil al considerar formaciones de esquisto fracturadas, donde la estratificación del esquisto contribuye a la anisotropía debido a la naturaleza intrínseca de la roca. Tal información puede ser importante al determinar el módulo de esquisto apropiado para utilizarse en el EM. El modelo 118 de estratografía mecánica puede construirse a partir del modelo 116 petrofísico que incorpora las diagrafías de imagen del sondeo y acústicas. Un análisis de imágenes del sondeo y datos del escáner sónico pueden utilizarse para ayudar en el procesamiento. Los datos de resistencia de la roca se alimentan a un modelo 120 de resistencia de roca para predecir los coeficientes que caracterizan la deformación y falla de la formación. Aunque los coeficientes específicos son dependientes del modelo, una caracterización mínima incluye el modelo de Mohr-Coulomb descrito por un ángulo de fricción y la resistencia compresiva no restringida y la resistencia a la tensión de la formación. También pueden utilizarse otros modelos de deformación y de falla de la formación. El modelo 120 de resistencia de la roca puede construirse a partir del modelo 118 estratográfico mecánico y petrofísico 116. Cuando las comprobaciones mecánicas en el núcleo recubierto se encuentran disponibles, el modelo 120 de resistencia de la roca puede calibrarse para las mediciones de laboratorio. Cuando las comprobaciones mecánicas no se encuentran disponibles, puede utilizarse una correlación. Las correlaciones usualmente no son universales y un análisis de incertidumbre puede ser necesario cuando se utilizan correlaciones . Los datos de sobrecarga se alimentan a un modelo 122 de sobrecarga para documentar la tensión vertical en la tierra. La tensión vertical es la integración de la densidad aparente de las muchas capas a lo largo de una línea vertical desde el punto de interés hasta la superficie de la tierra. Para pozos desviados u horizontales puede ser necesario utilizar un modelo de flujo de trabajo de dos o tres dimensiones. El modelo 122 de sobrecarga puede construirse al integrar una diagrafía de densidad aparente. Los datos faltantes normalmente se encuentran en los horizontes poco profundos. Para eliminar incertidumbres de los datos faltantes, puede calcularse la densidad aparente en las capas con datos faltantes. Las diagrafías del lodo pueden utilizarse para ayudar a estimar los datos faltantes. Los datos de presión del poro se alimentan a un modelo 124 de presión del poro para documentar la presión del fluido en la formación. Todas las formaciones que tienen porosidad normalmente tienen una presión de fluido dentro de los poros de diversos tipos de formación, tales como arenas, carbonatos y esquistos. El modelo 124 de presión del poro puede construirse con el uso de los modelos de armazón 114, petrofísico 116, de estratografía 118 mecánica y de sobrecarga 122. El procesamiento sísmico necesario para la predicción de la presión del poro normalmente es diferente del que se necesita para el modelo de flujo de trabajo. También puede ser útil observar el procesamiento aplicado (tiempo de apilamiento posterior, tiempo de pre-apilamiento, profundidad de apilamiento posterior, profundidad de pre-apilamiento) y método utilizado para obtener las velocidades, así como quién adquirió y quién procesó los datos. Los datos de dirección de la tensión se alimentan a un modelo 126 direccional de tensión para documentar la dirección de las tres tensiones principales mutuamente independientes. Las formaciones con estructura significativa requieren un modelado de tensión complejo, tal como el que se obtiene con un análisis de elementos finitos o de diferencia finita. Aquí, las condiciones limitantes del yacimiento pueden desempeñar un papel crucial en la estimación de la dirección de las tensiones in situ que actúan en la tierra. Los datos de tensión de una base de datos de calibración se alimentan a un modelo 128 de tensión horizontal para documentar la magnitud de dos tensiones casi horizontales. Las formaciones con una estructura significativa pueden requerir un modelado de tensión más complejo. El modelo 128 de tensión horizontal mínima y máxima se construye con el uso de todos los modelos 114, 116, 118, 120, 122, 124 y 126 anteriores. Eventos de pérdida de circulación, comprobaciones de fugas y comprobaciones de calibración de pre-estimulación pueden proporcionar puntos de calibración. En la figura 3, los modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 de la figura 3 se sitúan en un orden específico en el sentido de las agujas del reloj, alrededor del círculo 130. Cada modelo del flujo de trabajo de preferencia se ensambla en orden secuencial de acuerdo con su posición en contra de las agujas del reloj alrededor del círculo 130. En el ejemplo mostrado, los modelos se seleccionaron para optimizar el diseño del flujo de trabajo, el EM y el diseño de terminación relacionado. Aunque modelos 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 de flujo de trabajo específicos de la figura 3 se representan en un orden específico, se apreciará que otros modelos de flujo de trabajo también pueden colocarse en cualquier orden deseado dependiendo de: (1) el diseño de flujo de trabajo deseado (2) el Modelo Terrestre (EM) y (3) la operación diseñada. El diseño del flujo de trabajo puede implicar el uso de uno o más modelos de flujo de trabajo en orden secuencial y/o en forma simultánea. El diseño del flujo de trabajo puede configurarse para otras operaciones del sitio de pozo y/o para otros Modelos Terrestres (EM) . En la figura 3, en el ejemplo representado, el 'diseño de flujo de trabajo' 112 de la figura 3, incluyendo los 'modelos individuales del flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128, se utiliza para generar un Modelo Terrestre (EM) Inicial como se establece en la etapa 104 de la figura 2 (es decir, 'Construir un EM Inicial con base en el Diseño de Flujo de Trabajo' , etapa 104 de la figura 2) . Aunque las técnicas descritas en la presente se refieren a Modelos Terrestres (EM) , se apreciará que diversos tipos adicionales de modelos pueden utilizarse. Por ejemplo, pueden utilizarse 'modelos terrestres mecánicos' . Técnicas para construir modelos se describen en, por ejemplo, "Watching Rocks Change - Mechanical Earth Modeling," Oilfield Review, Summer 2003, p. 22-39, la descripción de la cual se incorpora para referencia en la especificación de esta solicitud. El artículo "Watching Rocks Change - Mechanical Earth Modeling" mencionado en lo anterior describe cómo un Modelo Terrestre (EM) proporciona un modelo basado en datos petrofísicos y geomecánicos dado un entendimiento unificado de tales datos . En la figura 3, los modelos configurados de acuerdo con el diseño de flujo de trabajo de la figura 3 forman componentes del Modelo Terrestre (EM) . Las técnicas descritas en la presente proporcionan la capacidad de definir un diseño de flujo de trabajo con base en una gran cantidad de parámetros del sondeo. Los programas de mayor disponibilidad están limitados en el número de modelos de flujo de trabajo y, por lo tanto, en su capacidad de considerar más condiciones del sondeo en su modelo del sondeo. Modelos de flujo de trabajo adicionales normalmente proporcionan niveles de detalle adicionales que definen aún más el EM y, por lo tanto, proporcionan un mejor modelo del sondeo. A diferencia de técnicas de EM existentes, el diseño de trabajo se configura para incorporar parámetros adicionales, tales como abertura de la fractura, densidad de la fractura, conectividad de la fractura y cómo cambian las fracturas con la presión, orientación, etc., que puedan afectar la operación de terminación. En la figura 3, en la presente aplicación, el 'diseño de flujo de trabajo' 112 que representa un Modelo Terrestre (EM) Inicial 112, el cual se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en yacimientos de hidrocarburos, puede tener una o más dimensiones, dependiendo de la complejidad deseada. El Modelo Terrestre (EM) 112 de la figura 3 de preferencia se adapta para modelar y predecir procesos geomecánicos, tal como inestabilidad del sondeo, el crecimiento de fracturas hidráulicas o el colapso de las formaciones debido a la producción de fluidos. Los procesos se determinan a partir de propiedades intrínsecas de la formación y de las fuerzas extrínsecas que actúan sobre la formación, determinadas a partir de los modelos del flujo de trabajo definidos en el diseño del trabajo. De preferencia, el Modelo Terrestre (EM) 112 de la figura 3 también se configura para proporcionar todas las entradas necesarias para ejecutar un simulador. El EM 112 puede configurarse para validar las predicciones de uno o más simuladores con las observaciones de un proceso tal como la estabilidad de un sondeo y la geometría de una fractura hidráulica inducida. En la figura 3, en vista de la discusión anterior con referencia a la figura 3, el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' de la etapa 104 de la figura 3, el cual se adapta para modelar la perforación y terminaciones en yacimientos de hidrocarburos, se define ahora por completo. En la figura 2, etapa 106, cuando el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' de la figura 3 se define, el ?? Inicial' de la figura 3 debe ahora 'calibrarse' (véase etapa 106 de la figura 2) . La calibración implica validar y ajustar el EM a fin de que el resultado del EM coincida con observaciones correspondientes del sitio de pozo, tal como las propiedades medidas. Para 'calibrar' el EM 112 de la figura 3, las 'observaciones del sitio de pozo' se comparan con las 'predicciones' generadas por un simulador de EM. Si las 'observaciones' del sitio de pozo coinciden con las 'predicciones' del simulador de EM, se dice que el EM está 'calibrado' . Si no, pueden realizarse ajustes al simulador de EM hasta que se haga una coincidencia entre las 'observaciones' del sitio de pozo y las 'predicciones' del simulador de EM. En ese punto, puede decirse que el EM está 'calibrado' . Con referencia a la figura 4, se ilustra una construcción más detallada de la etapa 106 de calibración de la figura 2. En la figura 4, se ilustra un diagrama de flujo que representa la etapa 106 de calibración de la figura 2. En la figura 4, etapa 132, cuando el ?? Inicial' 112 de la figura 3 se construye de acuerdo con la etapa 104 de la figura 2, el ?? Inicial' 112 se ha 'obtenido' ahora (etapa 132 de la figura 4) . Cuando el ?? Inicial' 112 se ha 'obtenido' de acuerdo con la etapa 132 de la figura 4, el ? Inicial' 112 debe ahora 'calibrarse'. De manera alterna, un ' EM Inicial' (tal como el ' EM Inicial' 112 de la figura 3) puede predefinirse para la aplicación específica. El ?? Inicial' 112 se calibra entonces para condiciones del sitio de pozo. La etapa de 'calibración' implica la 'validación' y el 'ajuste' (si es necesario) . La calibración también implica el problema de diseño de ajustar una buena medición o una medición que sea sensible a la propiedad que se estudia, para reflejar con exactitud la propiedad de interés. La 'validación' tiene que ver con el problema científico de determinar si una medición es lo suficientemente sensible para la propiedad que se estudia para garantizar la calibración. La etapa de 'validación' se utiliza para proporcionar la verificación de que el Modelo Terrestre (EM) 112 es capaz de predecir la propiedad del sitio de pozo deseada. Los modelos de validación pueden utilizarse para asegurar la ^exactitud' del EM 112. La validación se logra cuando las predicciones del sitio de pozo coinciden lo suficiente con las observaciones del sitio de pozo. En la Figura 4, etapa 134, las condiciones del sitio de pozo pueden seleccionarse y/u observarse, etapa 134 de la Figura 4. Las condiciones del sitio de pozo pueden incluir medidas u otras observaciones tomadas en el sitio de pozo. De preferencia, las condiciones del sitio de pozo seleccionadas involucran datos que sean pertinentes con el diseño del trabajo. Ejemplos de parte de tales datos pueden ser los mismos datos utilizados como entrada para los modelos de la Figura 3. Pueden utilizarse medidas observadas, tales como medidas in situ, de procesos geomecánicos . Por ejemplo, puede utilizarse un análisis de la presión anular situada en el fondo de la perforación y las medidas de resistencia adquiridas durante una situación de circulación perdida como un punto de calibración para el modelo de tensión horizontal. Los datos de perforación pueden también proporcionar una cantidad importante de información de validación y calibración. Los reportes diarios de perforación pueden leerse y los eventos importantes de perforación resaltarse. Los eventos principales pueden además analizarse en detalle. En la figura 3 y figura 4, etapa 136, se genera en un conjunto de 4 redicciones ' del sitio del pozo utilizando 'simulaciones', tales como simulaciones geomecánicas (etapa 136 de la figura 4). Las 'simulaciones' pueden llevarse a cabo utilizando los 'simuladores' o 'modelos de flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 mostrados en la figura 3. Una variedad de datos y/o modelos asociados, tales como el modelo 128 de tensión horizontal u otros descritos con anterioridad, pueden utilizarse en las simulaciones. Otros modelos, tales como el modelo de validación de estabilidad de sondeo puede validarse cuando las inestabilidades del sondeo predichas se confirmen con observaciones . En la figura 4, etapa 138, las 'condiciones observadas' se comparan con las 'predicciones' que se generan por el simulador en la etapa 136 (etapa 138 de la figura 4) . Si la comparación se encuentra de un cierto margen, se dice que las medidas concuerdan. Si las medidas no concuerdan, se dice que las medidas difieren o proporcionan un error de coincidencia. De esta manera, los procesos geomecánicos pueden validarse con las observaciones del sitio del pozo. Por ejemplo, el trazado de la emisión acústica proporciona una imagen tridimensional en movimiento que muestra el inicio y el crecimiento de una simulación de fractura hidráulica. Estos datos pueden mostrar fácilmente si la magnitud de tensión horizontal mínima en el depósito de arena es menor que la magnitud de tensión horizontal mínima en los exquisitos de límite. En un ejemplo de terminaciones del sitio de pozo, se consideran típicamente dos componentes del EM 112 durante la validación, particularmente la evaluación de la estratografía 118 mecánica y la evaluación de la dirección 126 de tensión in situ principal y las magnitudes 128 de tensión horizontal. Una evaluación de estratografía 118 mecánica puede involucrar el diagnóstico de diversos parámetros de sondeo, tales como fracturas naturales abiertas, anisotropía inducida de tensión, fracturas naturales contra fracturas hechas por el hombre, magnitud de tensiones de campo lejano, y tensiones horizontales máximas. Se describe a continuación la evaluación de estos parámetros . La estratografía 118 mecánica puede ser difícil de cuantificar debido a la dificultad al diagnosticar y caracterizar las fracturas naturales abiertas. Las fracturas naturales abiertas pueden diagnosticarse y caracterizarse utilizando las imágenes de sondeo. Sin embargo, en un cierto porcentaje de casos, puede ser difícil o imposible distinguir las fracturas inducidas por perforación a partir de fracturas naturales abiertas cuando la fractura natural divide en dos el pozo de sondeo en un sitio hundido aparente alto. La abertura de fractura presentada típicamente se basa en un modelo eléctrico que contrasta con la resistencia a la fractura, conductividad del fondo y la resistencia del lodo. Aunque la palabra 'abertura' se utiliza típicamente en la industria gasera y petrolera para referirse a la abertura de una fractura, como se utiliza en la presente, 'abertura' se utiliza para referirse a la cara de la fractura, ya sea abierta o cerrada, y si está abierta, su ancho (y/o tamaño) . Las condiciones escasas del pozo de sondeo, la información exacta de resistencia de lodo, el revestimiento de fractura de material conductor y una técnica menos que precisa pueden degradar el cálculo. La determinación de la permeabilidad de la fractura es a partir de las imágenes del sondeo, puede basarse en las ecuaciones de flujo de ranura tradicional mecánicas de fluido utilizando una abertura. Pueden utilizarse para resolver estos asuntos los exploradores sónicos cuando funcionan en combinación con los dispositivos de formación de imágenes. Las observaciones que utilizan tecnología de exploración sónica y/o formación de imágenes pueden utilizarse para identificar las fracturas naturales abiertas. Por ejemplo, las observaciones, tales como las computarizadas de atenuación a partir del modo Stoneley, la diferencia entre la energía de línea cruzada mínima y la energía de línea cruzada máxima, la anisotropía a lo largo de varias regiones, la energía de línea cruzada mínima y la anisotropía asociada, atenuación, y energía, pueden utilizarse para indicar las fracturas naturales abiertas . La formación de imágenes y la exploración pueden también utilizarse para analizar otras características. La anisotropía acústica debido a la tensión puede además analizarse al evaluar la respuesta de atenuación de Stoneley y las curvas de dispersión. Los patrones generados por estos asuntos pueden utilizarse para indicar condiciones, tales como una tensión como la fuente de anisotropía en lugar de fracturas naturales abiertas, fuerte energía en la onda de flexión de corte rápida y la onda de flexión de corte lenta, y la presencia o ausencia de fracturas. La relación entre la dirección de la onda de corte rápida y la fuente de la anisotropía acústica puede utilizarse para analizar además las observaciones. La dirección de anisotropía en intervalos naturalmente fracturados puede observarse en diversas direcciones. Cada fractura natural tiene una cierta dirección de fractura o rumbo del estrato. Los factores naturales pueden encontrarse con frecuencia en conjuntos de cortes conjugados. La dirección de la onda de corte rápida corresponde típicamente al rumbo del estrato de la fractura. Las imágenes pueden utilizarse para determinar la dirección de la dirección de la tensión horizontal máxima en intervalos de anisotropía inducida por tensión. Estas observaciones pueden confirmase utilizando un análisis de dispersión. Las predicciones para diagnosticar la fractura inducida por perforación pueden generarse utilizando el EM 112 inicial junto con el simulador de estabilidad del sondeo para modelar las fracturas inducidas por perforación a partir de la medición de los extremos de presión anular durante la perforación. Las predicciones pueden indicar restricciones para llevar a cabo una operación del sitio del pozo. Por ejemplo, las predicciones generadas por el simulador pueden indicar que la formación está propensa a fallar en, por ejemplo, una amplia deformación tectónica o una fractura de tensión vertical. Los ejemplos de deformaciones tectónicas se describen en "Logging-While Drilling Images for Geomechanical, Geological and Petrophysical Interpretations" , Paper JJJ, SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Norway, 1999, la descripción de la cual se incorpora para referencia en la especificación de esta solicitud. La magnitud de las tensiones de campo lejano pueden generarse, por ejemplo, como se describe en la Patente Norteamericana No. 6904365, la descripción la cual se incorpora para referencia en la especificación de esta solicitud. Un modelo de tensión continua puede formarse al determinar la variación de tensión con litología. Por ejemplo, puede llevarse a cabo una comparación de la tensión horizontal entre los esquistos y las arenas. En un ejemplo, una fractura inducida por perforación que termina en un límite de esquisto puede ser la evidencia de que la tensión horizontal mínima en los esquistos de límite es mayor que en el yacimiento. Las técnicas para determinar las tensiones horizontales máximas se describen, por ejemplo, en "Interpretation of Fracturing Pressures" , SPE 8297, septiembre 1981, la descripción de la cual se incorpora para referencia en la especificación de esta solicitud. Este documento describe técnicas para computarizar la presión de dilatación de fracturas naturales. El monitoreo de fractura hidráulica puede utilizarse para determinar si la estimulación está dilatando las fracturas naturales. Si es así, la presión en el fondo de la perforación puede medirse y puede determinarse el valor de la tensión horizontal máxima. Pueden además considerarse otros parámetros de sondeo, tales como abertura de fractura, permeabilidad de fractura, espacio de fractura, conectividad de fractura con el pozo de sondeo, intersecciones de fractura lejos del pozo de sondeo, contribuciones de fractura/tensión, etc. En la figura 4, etapa 140, para completar el proceso de validación, las observaciones pueden compararse con las predicciones generadas por el o los simuladores para determinar si existe una coincidencia, etapa 140 de la figura 4. Se dice que las observaciones pueden coincidir o concordar con las predicciones si estas reúnen los criterios predefinidos. Los criterios pueden establecerse en un cierto margen y ajustarse como sea necesario. En la figura 4, etapa 144, una vez que el proceso de validación está completo, puede ser necesario ajustar el EM, etapa 144 de la figura 4. Si las 'observaciones' fallan al coincidir lo suficiente con las 'predicciones' (véase salida '??' desde el triángulo 140 en la figura 4) , puede rechazarse el EM. Una inconsistencia entre las medidas y observaciones puede ser un indicador de que el EM falle al proporcionar un modelo exacto. El EM puede entonces ajustarse y volver a evaluarse a través de la etapa 144. Las simulaciones pueden entonces volver a llevarse a cabo utilizando el EM ajustado a través de la etapa 136 y el proceso repetido. La etapa de calibración puede además involucrar de manera opcional otros refinamientos, tal como filtrado. Puede llevarse a cabo un análisis adicional durante la calibración del EM. Puede conducirse un estudio rápido del proceso geomecánico de interés para validar el EM y/o determinar la sensibilidad del proceso geomecánico a incertidumbres en el EM. En la figura 4, etapa 142, el proceso puede repetirse como se desee típicamente hasta que se logre un EM calibrado, etapa 142 de la figura 4. Si las 'observaciones' se encuentran en una suficiente concordancia con las 'predicciones', el EM 112 de la figura 3 puede aceptarse como validado y calibrado, etapa 142 de figura 4. Si es así, el proceso se completa, y el EM 112 calibrado puede utilizarse para generar un diseño de sitio de pozo, etapa 108 de la figura 2. Con referencia a la figura 5, se ilustra una construcción más detallada de la etapa 108 de la figura 2.

Recordar esa figura 2, etapa 108, involucra utilizar el ?? calibrado' para generar un diseño de sitio de pozo. En un ejemplo de la etapa 108 de la figura 2, el ?? calibrado' se utiliza para 'diseñar un diseño de perforación y terminación optimizado' . El diseño de terminación puede involucrar cualquier actividad de sondeo en el fondo de la perforación, tal como cementación, estimulación, etc. La figura 5 es un diagrama de flujo que describe la etapa 108 de la figura 2 con mayor detalle. En la figura 5, etapa 146, la etapa 108 de la figura 2 inicia al 'obtener' un ?? calibrado' , la etapa 146 de la figura 5. El 4 EM calibrado' puede Obtenerse' al recibir el 4 EM calibrado' en respuesta a la terminación de la ejecución de la etapa 142 de la figura 4. En la figura 5, etapa 148, el ?? calibrado' se utiliza para definir 'restricciones de operación' para una operación de sitio de pozo, etapa 148 de la figura 5. Las 'restricciones de operación' se definen dependiendo de la operación del sitio de pozo deseada. En la figura 5, etapa 150, puede entonces diseñarse una operación de sitio de pozo basándose en: (1) el EM calibrado, y (2) las restricciones de operación, etapa 150 de la figura 5. En la figura 5, etapa 152, una vez que el diseño de la operación del sitio de pozo se complete, la operación del sitio de pozo puede entonces aplicarse de acuerdo con el diseño del sitio de pozo, etapa 152 de la figura 5. En la figura 5, etapa 154, las condiciones del sitio de pozo pueden monitorearse durante las operaciones del sitio de pozo, etapa 154 de la figura 5. Al monitorear, puede verificarse el rendimiento del EM y la operación del sitio de pozo diseñado. Adicionalmente, el rendimiento se optimiza de preferencia en tiempo real para centrarse en los cambios y en las condiciones de operación. Los ejemplos de elementos monitoreados en una operación de terminación puede incluir una presión de tratamiento en el fondo del pozo y el mapeo microsísmico . En algunos casos, la optimización de una operación de sitio de pozo puede afectar la optimización de otras operaciones. El traslape de datos, y restricciones pueden definirse para diversas operaciones. En un ejemplo, el modelo de terminaciones de depósito puede definirse basándose en la consideración de parámetros, tales como permeabilidad, azimuth de fractura, magnitud de anisotropía y/o azimuth. Otro modelo de terminaciones se relaciona con la geometría de fractura optimizada basada en la geometría de fractura, costos de fractura y valor presente neto de fractura. Estos elementos pueden considerarse como restricciones y/o datos que entran en modelos, comparados con predicciones y/o monitoreados durante el proceso de diseño. En la figura 5, etapa 156, en algunos casos, las condiciones pueden cambiar y puede requerirse un ajuste adicional para el EM. Si es así, el E puede calibrarse nuevamente utilizando el proceso de calibración de la figura 4 para definir un EM re-calibrado, etapa 156 de la figura 5. El EM puede volver a calibrase como se desee y/o basarse en los criterios predeterminados. Los ejemplos de operaciones del sitio de pozo a diseñarse pueden incluir un diseño de cementación optimizado, modelo de fractura y mitigación de fractura natural, así como optimización de fluido. Para el diseño de cementación optimizado, el EM puede optimizarse para una presión de cementación máxima y fracturación de fractura natural. De manera similar, el modelo de fractura puede involucrar la optimización de rectificación y cálculos de presión de tratamiento con presión de dilatación de fractura natural de EM. La mitigación de la fractura natural puede involucrar la optimización de un paquete de obturación que tiene volúmenes y tamaño de material definidos, caída de presión para prevenir la dilatación de la fractura natural y permeabilidad de material de obturación. En cada caso, los modelos y las observaciones pueden hacerse a la medida para proporcionar la mejor información y simulación para definir el EM para el diseño de sitios de pozo especifico. En una operación de diseño de cemento, el EM proporciona un perfil de tensión continuo contra profundidad. Si durante las operaciones de cementación, la presión anular excede al gradiente de fractura, entonces todo el cemento se bombeará típicamente dentro de una fractura hidráulica inducida. Si el gradiente de fractura es menor en las arenas que en los esquistos, entonces el cemento se bombeará o la gravedad se introducirá en la roca productiva. Esto reducirá o eliminará entonces la permeabilidad de la trayectoria de terminación. El diseño de la labor de cementación se restringe típicamente para que no exceda la tensión in situ mínima. Por lo tanto, puede ser de uso considerar que la medida y la evaluación del cemento retrocedan, mientras responde directamente a la incidencia de la invasión de cemento dentro del yacimiento por uno de los tres mecanismos descritos con anterioridad. Otro parámetro que puede ser de uso en el diseño de cemento involucra datos derivados de diagrafías que describen la densidad y la abertura de fracturas naturales adyacentes a la presión del yacimiento de formación. Estos datos pueden aplicarse para optimizar la colocación de cemento en la zona anular entre el revestimiento de acero y la formación. Además, las presiones críticas que provocan que estas fracturas naturales se dilaten e inicien tomando fluidos de terminación pueden tomarse en cuenta dentro del diseño del tratamiento de aislamiento, ya sea al evitar exceder esta presión crítica o al proporcionar materiales de circulación de pérdida para obturar y detener las pérdidas excesivas de cemento dentro de la formación. Esto puede ayudar en el aislamiento zonal efectivo y/o reducir el daño en intervalos de producción de hidrocarburo potenciales. La fractura hidráulica es otra técnica de terminación que puede diseñarse. La fractura hidráulica se aplica comúnmente en una formación de baja permeabilidad para estimular el potencial productivo al punto de permitir formaciones de permeabilidad muy bajas para producir hidrocarburos en un índice económico . Los datos derivados de la diagrafía que describen la densidad de fractura natural, abertura, y presiones de dilatación críticas pueden ser críticas para el diseño de terminación de estimulación optimizada. A partir de esta información derivada de la diagrafía, los materiales de obturación dimensionados óptimamente, tales como, pero no limitados a partículas o fibras, se dimensionan de preferencia más largos que la abertura en comparación con las fracturas naturales. Estos fluidos o partículas pueden utilizarse para impedir temporalmente fracturar la pérdida de fluido bajo estas fracturas naturales para reducir los volúmenes de fugas y las presiones subsiguientes en fracturas naturales de desplazamiento. Esto puede utilizarse para ayudar a retrasar o evitar la dilatación futura de estas fracturas naturales mientras se inyectan los fluidos de fractura. Tal fuga puede provocar daños en la permeabilidad de fractura natural a partir de fluidos incompatibles, y resultar en una terminación prematura del tratamiento de estimulación. Esta información derivada de diagrafía puede además utilizarse para modificar el tratamiento de estimulación para evitar las presiones críticas donde la dilatación de fractura natural ocurra al manipular los volúmenes de fluido de fractura, el índice de inyección o la viscosidad de fluido de inyección. En el pasado, los fluidos de fractura de baja viscosidad, utilizando polímeros muy bajos o sin el uso de estos, se han aplicado para reducir el daño en los sistemas de fractura natural. Sin embargo, estos fluidos de fractura de baja viscosidad pueden tener con frecuencia altos índices de fuga dentro de los sistemas de fractura natural de intersección. Esto puede provocar una estimulación de fractura ineficiente que reduce el volumen del área de superficie de formación e intersectará la fractura hidráulica inducida. La aplicación de materiales de obturación dimensionados basados en los datos derivados de diagrafía, pueden disminuir en gran parte la fuga dentro de los sistema de fractura natural de intersección y hacer que los fluidos de fractura de baja viscosidad sean más eficientes y permitan que el área de superficie de roca se exponga al sistema de fractura hidráulica inducido. La información derivada de diagrafía puede ser instrumental al determinar la naturaleza de la estimulación de fractura que ocurrirá. Esto puede proporcionar una perspectiva a la propensión de fracturas planas acopladas elásticamente o sistemas de fracturas de deslizamiento de corte. Esta información puede ser de valor al determinar qué tipo de fluidos emplear y qué tipo de agente de soporte se requeriría (si acaso existen algunos) . Con referencia a la figura 6A, se ilustra un ejemplo especifico de un método 160 para diseñar una operación de sitio de pozo (etapa 108 de la figura 2) que involucra un trabajo 'de perforación y de terminación' . En la figura 6A, en una primera aplicación, se crea un Modelo Terrestre (EM) 180 basado en los 'modelos de flujo de trabajo' 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128 ilustrados en la figura 3, en particular, un modelo de armazón, un modelo petrofísico, un modelo de estratografía mecánica, un modelo de resistencia de la roca, un modelo de tensión vertical, un modelo de presión porosa, un modelo de dirección de tensión y un modelo de magnitud de tensión. Los datos 182, tales como formación de imágenes, diagrafías, exploraciones sónicas y otros datos pertinentes, pueden ingresar dentro de 'modelos de flujo de trabajo' del EM 180 en la figura 6A para generar el Modelo Terrestre (EM) 180. Las simulaciones 162 se llevan a cabo basándose en el EM 180 para generar predicciones 166, tales como deformación y falla. Las estimulaciones 162 pueden basarse en datos 164, tal como diagrafías de lodo de APWD. Las simulaciones 162 generan predicciones 166, tales como falla y deformación. Las observaciones 168, tales como deformación y falla, pueden también llevarse a cabo utilizando medidas a partir de instrumentos 170, tales como sensores de imágenes, exploradores sónicos y calibradores. Las observaciones 168 y las predicciones 166 pueden entonces compararse en el triángulo 172 de comparación. Cuando las comparaciones indican una concordancia (véase 'Si' desde el triángulo 172) , las predicciones se consideran exactas 174. Si no, el EM 180 puede revisarse 176 [véase 'Revisar Modelo Terrestre Mecánico (MEM) ' 176] hasta que las predicciones 166 se determinen como exactas 174. En la figura 6A, en una segunda aplicación, las simulaciones 162A se llevan a cabo basándose en el EM 180 para generar predicciones 166A, tales como deformación y falla. Las simulaciones involucran diversos modelos capaces de generar predicciones 166A, tales como geometría, presión y producción. Las observaciones 168A, tales como respuesta de presión, sismo y producción, pueden además llevarse a cabo utilizando medidas a partir de los instrumentos 170A, tales como diagrafías. Las observaciones 168A y las predicciones 166A pueden entonces compararse en el triángulo 172A de comparación. Donde las comparaciones indican concordancia (véase 'Si' desde el triangulo 172A de comparación) , las predicciones se consideran exactas 174A. Si no, el EM 180 puede revisarse 176A [véase 'Revisar Modelo Terrestre Mecánico (MEM) ' 176A] hasta que las predicciones 166A se determinen como exactas 174A. Una descripción funcional de la operación del 'Software adaptado para optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos' 60 de hidrocarburos de la figura 1, cuando el Software 60 se ejecuta por el procesador 20 del sistema 10 informático de la figura 1, se establecerá en los siguientes párrafos con referencia a las figuras 1 a 6A de los dibujos. El 'Software adaptado para optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos' 60 de hidrocarburo de la figura 1, almacenado en la memoria 40 del sistema 10 informático de la figura 1, modelará, cuando se ejecute por el procesador 20, las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo y, durante el modelo, el Software 60 'optimizará las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' . Sin embargo, el Software 60 4 optimizará las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' al: identificar un 'flujo de trabajo' que caracterice las propiedades del yacimiento con la suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y terminación que reduzcan al mínimo el daño al depósito de hidrocarburo, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el índice de producción, y maximicen la última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento. Cuando el Software 60 'optimiza las operaciones de perforación y terminación en yacimiento de hidrocarburo' , el Software 60 entonces 'generará un diseño de sitio de pozo basado en un Modelo Terrestre calibrado (EM) ' . Por ejemplo, el 'diseño de sitio de pozo' generado por el Software 60 pertenecerá o se relacionará con Operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo'. En la figura 2, el 'Software adaptado para optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos' 60 de hidrocarburo comprende las etapas de 102, 104, 106 y 108. La etapa 102 de la figura 2 es la primera etapa del Software que se adapta para 'modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' al 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' : Diseñar un 'flujo de trabajo' para un 'Modelo Terrestre (EM) ' (etapa 102) . Sin embargo, el 'flujo de trabajo' de la etapa 102 debe tener como objetivo: 'modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y, durante el modelo, 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y terminación que reduzcan al mínimo el daño del yacimiento de hidrocarburo, reduzcan al mínimo el daño de la trayectoria de terminación, maximicen el índice de producción, y maximicen la última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento' . Por lo tanto, en la figura 3, el 'flujo de trabajo', mencionado en la etapa 102 de la figura 2, debe incluir los siguientes 'modelos de flujo de trabajo' (los cuales, cuando se combinan juntos según se ilustra en la figura 3, 'modelarán las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y 'optimizarán las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' al 4 caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar operaciones de perforación y terminación que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el índice de producción, y maximicen la última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento' ) : El modelo 114 de Armazón, modelo 116 Petrofísico, modelo 118 de Estratografía Mecánica, modelo 120 de Resistencia de la Roca, modelo 122 de Sobrecarga, modelo 124 de Presión Porosa, modelo 126 de Dirección de Tensión, y la modelo 128 de Tensión Horizontal o Magnitud de Tensión (denominados más adelante como "modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128"). De esta manera, cuando los 'modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128' en la figura 3 se combinan juntas según se ilustra en la figura 3, los 'modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128' cuando se ejecuten por el procesador 20 del sistema 10 informático de la figura 1, llevarán a cabo y lograrán el siguiente objetivo: 'modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y 1 optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con la suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y terminación que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburo, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el índice de producción, y maximicen la última recuperación de los depósitos subterráneos de hidrocarburo en el yacimiento' . Cuando el flujo de trabajo se diseña para un Modelo Terrestre (etapa 102 de la figura 2) en la manera descrita con anterioridad, la etapa 104 de la figura 2 es la segunda etapa del Software 60 que se adapta para 'modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' : Crear un 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' basado en el diseño de flujo de trabajo. En la figura 3, el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' 112 se creó basándose en el diseño del flujo de trabajo, y, en la figura 6A, el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' 180 se creó basándose en el diseño de flujo de trabajo. En la figura 3, obsérvese que el 'Modelo Terrestre' 112 en la figura 3 (y, en la figura 6A, el 'Modelo Terrestre' 180) incluye todos los siguientes 'modelos de flujo de trabajo' que se diseñan de manera colectiva para modelar las operaciones de perforación y de terminación en yacimientos de hidrocarburo: el modelo 114 de Armazón, el modelo 116 Petrofísico, el modelo 118 de Estratografía Mecánica, el modelo 120 de Resistencia de Rocas, el modelo 122 de Sobrecarga, el modelo 124 de Presión Porosa, el modelo 126 de Dirección de Tensión, y modelo 128 de Tensión Horizontal o Magnitud de Tensión. En la figura 2, la etapa 106 de la figura 2 es la tercera etapa del Software 60 el cual se adapta para *modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' : Calibrar el Modelo Terrestre (EM) Inicial. Se ilustran las etapas involucradas en 'calibrar el Modelo Terrestre (EM) Inicial' 106 en la figura 4 y figura 6A. En la figura 4, 'cada uno de los modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128' deben 'calibrarse' utilizando las etapas mostradas en la figura 4. Es decir, al calibrar 'cada uno de los modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128', las siguientes etapas 132, 134, 136, 138, 140, 142, 144 de la figura 4 deben ejecutarse junto con 'cada uno de los modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128': Observar las condiciones del sitio de pozo para generar 'observaciones' (etapa 134 de la figura 4) , Llevar a cabo una simulación para generar 'predicciones' desde 'cada uno de los modelos de flujo de trabajo 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126 y 128' (etapa 136 de la figura 4), y Comparar las condiciones del sitio de pozo observadas (es decir, las 'observaciones') con las 'predicciones' (etapa 138 de la figura 4). Después, debe hacerse la siguiente pregunta: '¿Las Observaciones' concuerdan con las 'predicciones' (etapa 140 de la figura 4)?'. Si las 'observaciones' concuerdan con las 'predicciones', aceptan el 'Modelo Terrestre (EM) Inicial' 112 de la figura 3 (y 180 de la figura 6A) (etapa 142 de la figura 4) . Si las Observaciones' no concuerdan con las 'predicciones', debe ajustarse el 'Modelo Terrestre Inicial' 112 de la figura 3 (y 180 de la figura 6A) basado en datos reales, y repetir las etapas 136, 138, 140 hasta que las 'observaciones' concuerden con las 'predicciones' (etapa 144 de la figura 4) . En la figura 2, la etapa 108 de la figura 2 es la cuarta etapa del Software 60 que se adapta para 'modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' : Generar Diseño o Diseños de Sitio de Pozo basados en el Modelo Terrestre Calibrado. Recuperar de la figura 4 que, si las 'observaciones' concuerdan con las 'predicciones' el 'Modelo Terrestre (EM) ' 112 de la figura 3 se ha aceptado. Por lo tanto, debido a que las 'observaciones' concordaron con las 'predicciones', el 'Modelo Terrestre (EM) ' 112 de la figura 3 se ha aceptado. Por lo tanto, el 'Modelo Terrestre (EM) ' 112 recibe ahora el nombre de 'Modelo Terrestre Calibrado 112'. Como resultado, en este punto, es necesario 'generar un diseño de sitio de pozo basado en el Modelo Terrestre Calibrado 112' de la figura 3 (etapa 108 de figura 2) . En la figura 5, para 'generar un diseño de sitio de pozo basado en el Modelo Terrestre Calibrado 112' , veáse la figura 5 que ilustra las etapas de un método para 'generar un diseño de sitio de pozo basado en el Modelo Terrestre Calibrado 112'. En la figura 5, para 'generar un diseño de sitio de pozo basado en el Modelo Terrestre Calibrado 112, lleva a cabo las siguientes etapas en la figura 5: obtener el Modelo Terrestre Calibrado 112 de la figura 3 (etapa 146 de la figura 5) , definir las restricciones de operación para una operación de sitio de pozo (etapa 148 de la figura 5) , diseñar una operación de sitio de pozo basada en el Modelo Terrestre Calibrado 112 y restricciones de operación (etapa 150 de la figura 5) , llevar a cabo la operación de sitio de pozo (etapa 152 de la figura 5) , monitorear los parámetros de sitio de pozo (etapa 154 de la figura 5) , y Volver a calibrar el Modelo Terrestre 112 utilizando los parámetros de sitio de pozo monitoreados (etapa 156 de la figura 5) . Cuando las etapas 146-156 de la figura 5 se hayan ejecutado por el procesador 20 y las etapas 146-156 de la figura 5 se hayan llevado a cabo, el Software 60 de la figura 1 ha logrado ahora su objetivo deseado, es decir, 'modelar las operaciones de perforación y terminación en flujos de trabajo de hidrocarburo' y 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con la suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y terminación que reducen al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburo, reducen al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximizan el índice de producción, y maximizan la última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburo en el yacimiento' .

DESCRIPCIÓN DETALLADA Esta especificación describe diversas tecnologías y un flujo de trabajo asociado que optimiza las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo que pueden o no pueden fracturarse de manera natural . Por ejemplo, para que un yacimiento sea comercial, el yacimiento y la trayectoria de terminación deben tener suficiente permeabilidad. Años antes, se descubrió que muchos yacimientos no tenían la suficiente permeabilidad para ser comerciales a menos que una fractura hidráulica que conectara más del yacimiento al sondeo se creara. Adicionalmente, la fractura hidráulica u otra trayectoria de terminación, por ejemplo, la perforación, también necesitaban tener la suficiente permeabilidad para que el yacimiento fuera comercial. Mientras la búsqueda de hidrocarburos continua y el precio de hidrocarburo incrementa, las tecnologías están desarrollando que se permita la producción comercial de yacimientos con permeabilidad micro Darcy y más baja. Sin embargo, el desarrollo comercial se limita con frecuencia por la insuficiente permeabilidad de la trayectoria de terminación. Por ejemplo, en yacimientos con un gradiente de fractura bajo, el empleo de cemento a menudo fractura el cemento de forzamiento de yacimiento en la fractura inducida y crea de forma efectiva el depósito no comercial. Cuando hay presencia de fracturas naturales, el empleo de cemento y/u otros fluidos de terminación a menudo dañan su permeabilidad y reducen en gran medida el impacto comercial de la terminación. Esta especificación describe un flujo de trabajo que caracteriza las propiedades del depósito con suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y terminación que reducen al mínimo el daño al depósito de hidrocarburos y la trayectoria de terminación, que maximiza maximizar un ritmo de producción y la recuperación final. Se tomó una vista muy simple de la caracterización de fractura natural para las decisiones de terminación. Por lo regular, esto consiste en "¿existen fracturas naturales? sí o no" Se prestó poca atención a la abertura o densidad de estas fracturas para optimizar las decisiones de terminación, deje solo el origen de estas fracturas naturales o las fuerzas residuales que aún puedan existir. En muchos casos, las soluciones de optimización de terminación pueden derivarse por medios empíricos que determinen presiones críticas más allá de las que se experimentará en la fuga excesiva (Nolte 1980) , pero no se identificó un proceso analítico para identificar de forma eficiente tales tendencias antes de la terminación o inyección de estimulación. Con referencia a la figura 6B, en esta especificación, se ilustra un método o proceso 201 científico. El método o proceso 201 científico (que requiere datos y un modelo) incluye un proceso donde se propone y refina un modelo o teoría hasta que el modelo predice de forma precisa los resultados de un experimento o proceso. En la figura 6B, se establece un problema 203, se propone una teoría 205, y se diseña una prueba 207. Entonces, se adquiere un conjunto de datos 209 y los datos se analizan 211. Realice la siguiente pregunta: ¿los datos coinciden con la teoría 213?. Si la respuesta a esa pregunta es 'no', pregunte 'por qué', y adquiera una nueva perspectiva 215, y repita las etapas 205 a 211. Si la respuesta a esa pregunta es 'sí', la teoría está respaldada 217. En ese caso, 'predicciones precisas' son el resultado 219. Con referencia a las figuras 7A y 7B, se ilustra un 'Flujo de Trabajo Basado en el Modelo Terrestre (EM) Integrado' 221. En las figuras 7A y 7B, el método o proceso científico de la figura 6B se aplica a las operaciones del campo petrolífero, y un Modelo Terrestre (EM) completo, que se adapta para modelar operaciones de perforación y de terminaciones en un yacimiento de hidrocarburos, respalda todos los tipos y formas de los simuladores de campos petrolíferos. En las figuras 7A y 7B, el método o proceso científico de la figura 6B según se aplica en el ' Flujo de Trabajo Basado en el Modelo Terrestre (EM) Integrado' 221 de las figuras 7A y 7B incluye las siguientes etapas. Se adquiere conocimiento 223. Se crea un Modelo Terrestre (EM) 225. Se selecciona una pluralidad de Modelos de flujo de trabajo individual' 227 que comprenden los *modelos del flujo de trabajo' del EM 225, los 'modelos de flujo de trabajo' 227 que se adaptan para 'modelar operaciones de perforación y de terminaciones en flujos de trabajo de hidrocarburos' y 'optimizar las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburo' al 'caracterizar las propiedades del depósito con suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y terminación que reducen al mínimo el daño al depósito de hidrocarburos, que reducen al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximizen el ritmo de producción, y maximizen la recuperación final de los depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento' . Los 'modelos de flujo de trabajo' 227 incluyen un modelo petrofísico o simulador 227a adaptado para generar un primer conjunto de predicciones, un modelo de perforación o simulador 227b adaptado para generar un segundo conjunto de predicciones, un modelo de fractura o simulador 227c adaptado para generar un tercer conjunto de predicciones, y un simulador 227d de yacimiento adaptado para generar un cuarto conjunto de predicciones. El mejor modo actual de practicar la presente invención sería utilizar un modelo de fractura sólido o simulador 227c, tal como pero sin limitarse a un simulador PL3D que puede moldear las capas individuales y predecir la geometría de las fracturas y filtraciones, como el simulador Planer3D de Schlumberger . Además de las predicciones, también se genera un conjunto de 4 observaciones ' que incluyen: un conjunto de observaciones 227e de diagrafía, un conjunto de observaciones 227f de perforación, un conjunto de observaciones 227g de terminación, y un conjunto de observaciones 227h de yacimiento (en la presente, las 'observaciones' también se conocen como 'Datos de observación') . Se realiza una pregunta 229: ¿Existe un acuerdo entre las 'predicciones del modelo' y los 'datos de observación'?. Si la respuesta es 'no', volver a afinar el modelo 231. Si la respuesta es 'sí', se tomarán las decisiones 233 con respecto a la mejor práctica en relación con la perforación y terminación de un yacimiento de hidrocarburos, y posteriormente se 'ejecutará un plan' 235, con base en las decisiones 233, con respecto a la perforación y terminación del yacimiento de hidrocarburos. Con referencia a la Figura 8, se ilustra un Flujo de Trabajo 237 Geomecánico. En la Figura 8, el componente del Modelo Terrestre Mecánico (MEM) del EM se ajusta para cualquier simulación geomecánica. Esta especificación introduce numerosos refinamientos en múltiples lugares en este flujo de trabajo que mejora la eficiencia de perforación y de terminación para los depósitos de hidrocarburos. En la Figura 8, se crea un Modelo Terrestre Mecánico (MEM) 239 que incluye una pluralidad de 'modelos de flujo de trabajo' : Un modelo 114 de Armazón, un modelo 116 Petrofísico, un modelo 118 de Estratografía Mecánica, un modelo 120 de Resistencia de la Roca, un modelo 122 de Sobrecarga, un modelo 124 de Presión Porosa, un modelo 126 de Dirección de Tensión, y un modelo 128 de Tensión Horizontal (de los cuales todos son consecuentes al diseño del flujo de trabajo de la Figura 3) . El MEM 239 generará las 'predicciones' 241. Un yacimiento 243 de hidrocarburos generará datos, observaciones y experiencias (es decir, 'datos de observaciones'). Se realiza una pregunta 247: ¿Existe un acuerdo entre las 'predicciones' y los 'datos de Observación'?. Si la respuesta es 'no', 'revise el MEM' 249. Si la respuesta es 'sí', se adquiere un conjunto de 'mejores prácticas' 251 con respecto a la perforación y terminación del yacimiento 243 de hidrocarburos, y entonces se implementarán las 'mejores prácticas' (con respecto a la perforación y terminación del yacimiento 243 de hidrocarburos) en el yacimiento. No es común en la industria utilizar un MEM completo para las operaciones de perforación y terminación. Tampoco es común para los operadores afinar los diversos componentes de un MEM con base en todas las observaciones y datos disponibles. Aún si un MEM completo estuviese disponible, la mayoría de los simuladores están basados en modelos simples que no pueden utilizar la descripción mecánica completa. Por ejemplo, si un simulador de fractura hidráulica no puede moldear un yacimiento fracturado de forma natural, entonces ¿para qué caracterizar las fracturas naturales para un diseño de fractura hidráulica optimizada?. Esta especificación describe un método para integrar los métodos y flujos de trabajo de rápido desarrollo en disciplinas individuales en un MEM completo. Este MEM completo contiene mucha más información que puede utilizar la mayor parte de los simuladores, pero es de hecho absolutamente necesario optimizar tanto la operación de perforación como la de terminación. Tener esta información fácilmente disponible permite que un ingeniero de perforación o de terminación diseñe más allá de la capacidad de los simuladores disponibles actualmente y así se mejoren los diseños de perforación y terminación. Con referencia a la Figura 9, el MEM actual tiende a disminuir énfasis con respecto a la caracterización de fracturas naturales. De hecho, el reciente artículo de Revisión de Campos Petrolíferos "Watching Rocks Change -Mechanical Earth Modeling" (ya incorporado en la presente como referencia) hace breve referencia a las fracturas naturales en sólo dos lugares. La Figura 9 muestra un ejemplo reciente de fracturas naturales dañadas en un pozo 19 que tenía fases de fractura hidráulica. Existe una clara anti-correlación entre el número de fracturas naturales abiertas (ONF) y la producción a medida que se cuantifican con el uso de la diagrafía de producción. Claramente, las ONF, que deben ser 1000 veces más permeables que el yacimiento, no contribuyen de forma significativa a la producción total. Es muy probable que las operaciones de perforación, cementación o terminación dañen la permeabilidad. Esta especificación describe un flujo de trabajo que dirige directamente este problema al igual que muchos más . El método científico de la Figura 8 fomenta un flujo de trabajo de diseño, ejecuta y evalúa (DEE) . El método ilustrado en la Figura 8 es responsable de introducir y/o desarrollar nuevos códigos de moldeo, materiales de terminación y técnicas, y técnicas de observación que puedan ayudar a diagnosticar y evaluar lo que sucede durante una operación de perforación o de terminación y/o el experimento. Un visión para crear un Modelo Terrestre Mecánico se muestra en artículo de revisión de Campos Petrolíferos "Watching Rocks Change - Mechanical Earth Modeling" mencionado previamente (ya incorporado en la presente como referencia) . Sin embargo, dos áreas consideradas "a grandes rasgos" en ese artículo incluyen: caracterización de fractura natural, y creación de componente de modelo de tensión del MEM completo. Algunos de los problemas asociados con crear un MEM completo y utilizarlo en el procesamiento en forma descendente son: 1) Dificultades para discriminar la anisotropía acústica causada por las fracturas con anisotropía causada por tensiones in-situ con superficie sísmica o herramientas convencionales por cable. 2) Dificultades para diferenciar las fracturas inducidas por perforación (DIF) con fracturas naturales abiertas (ONF) u ONF con fracturas naturales cerradas (CNF) con imágenes de sondeo individuales. 3) Dificultades para ubicar las ONF con datos de Escáner sónico individuales. 4) Dificultades para determinar apertura y permeabilidad de fractura con el uso de acústica convencional por cable. Esto se resuelve en esta especificación con el uso del flujo de trabajo nuevo. 5) Dificultades para determinar el espacio de la fractura natural cuando el sondeo está alineado de forma deficiente con las fracturas naturales (NF) . 6) Dificultades para determinar la magnitud de las tensiones in-situ del campo lejano. 7) Dificultades para determinar la magnitud de la tensión horizontal máxima. Esto puede medirse directamente con el uso de un manómetro de sondeo cuando la estimulación de fractura hidráulica provoque que se abran las fracturas naturales. Esta situación puede diagnosticarse con el uso de monitoreo de fractura hidráulica. 8) Dificultades para determinar la magnitud de las tensiones in-situ del campo lejano alineadas en forma perpendicular al sondeo en presencia de fracturas naturales abiertas . 9) Dificultades para moldear fracturas hidráulicas en la presencia de ONF. 10) Comprender qué hacer cuando la dirección de la tensión sea diferente a la de las ONF. Se resaltará un flujo de trabajo completo en esta especificación y se identificarán las opciones de perforación y terminación. La primera etapa en un flujo de trabajo integrado es para crear un MEM de ID con el uso de la información existente. Un MEM contiene los datos necesarios para moldear y predecir los procesos geomecánicos tales como la inestabilidad de sondeos, el crecimiento de fracturas hidráulicas o el colapso de las formaciones debido a la producción de fluidos. Todos estos procesos requieren como entrada las propiedades intrínsecas del yacimiento al igual que las fuerzas extrínsecas que actúan en el yacimiento. Los datos adicionales son necesarios para validar y calibrar el MEM. La segunda etapa es para utilizar los resultados del MEM para diseñar y ejecutar cualquier operación de perforación o de terminación. Los dos diseños de terminación se mencionarán en detalle: un diseño de cementación y un diseño de fractura hidráulica . Creación del MEM Un Modelo Terrestre Mecánico (MEM) tiene ocho componentes. Estos componentes se crean en orden desde el modelo de armazón hasta el modelo de magnitud de tensión horizontal. El propósito de un MEM es proporcionar todas las entradas necesarias para ejecutar un simulador geomecánico. La mejor prueba de un MEM es validar las predicciones de múltiples simuladores geomecánicos con las observaciones de un proceso geomecánico tales como la estabilidad de un sondeo y la geometría de una fractura hidráulica inducida. Los MEM pueden ubicarse en cualquier lugar desde un modelo 1-D hasta un modelo completamente de 3-D. Una simulación adicional es necesaria para validar los MEM de 3-D. Los ocho componentes de los MEM son los siguientes (véase la Figura 3) . 1 Modelo 114 de armazón 2 Modelo 116 petrofísico 3 Modelo 118 de estratografía mecánica 4 Modelo 120 de resistencia de la roca 5 Modelo 122 de sobrecarga 6 Modelo 124 de presión porosa 7 Dirección 126 de tensión in-situ principal 8 Magnitud 128 de tensión horizontal El modelo 114 de armazón documenta la estructura del yacimiento que incluye defectos, estructura acuñada, disconformidades y las superficies de los principales topes de yacimientos. Para un modelo de 1-D, ésta es sólo una descripción de la columna estratográfica, o topes de yacimiento, en profundidad vertical real. Sin embargo, un simple modelo de 1-D nunca le proporcionará al ingeniero geomecánico suficiente entendimiento o comprensión para crear un modelo de 3D completo. Un modelo de 3D completo es particularmente importante para modelos de tensión de 3D. El modelo 116 petrofísico documenta la porosidad, litología/minerología, saturación y permeabilidad del yacimiento no fracturado. El modelo 118 estratográfico documenta las propiedades del yacimiento entre los topes del yacimiento. Es importante cuantificar las propiedades elásticas de la roca intacta al igual que caracterizar el sistema ONF. Esta descripción se diferencia entre las capas de las diferentes propiedades mecánicas. Además de las capas de diferente litología, existen límites a causa del contraste de rigidez, como el módulo de Young, y límites a causa del contraste del soporte mecánico. En otras facies, la matriz soporta la sobrecarga y en otras, las partículas de arcilla soportan la sobrecarga. Las fracturas naturales alteran la rigidez de yacimiento global al igual que la permeabilidad efectiva del yacimiento. Los cálculos de anisotropía de 3-D son necesarios al tratar con la simetría transversalmente isotrópica u ortorrómbica . El algoritmo de inversión es necesario para determinar el medidor de tensión al tratar con medios anisotrópicos . Es de particular importancia al considerar los yacimientos de esquistos fracturados donde la estratificación de esquistos contribuye a la anisotropía a causa de la naturaleza intrínseca de la roca. Esto debe identificarse al determinar los módulos de cizalladora adecuados para su uso en el MEM. El modelo 120 de resistencia de la roca documenta los coeficientes que caracterizan la deformación y la falla de la formación. Mientras que los coeficientes específicos dependen del modelo, una caracterización mínima incluye el modelo Mohr-Coulomb descrito por un ángulo de fricción y la fuerza compresiva sin límite y la fuerza elástica del yacimiento . El modelo 122 de sobrecarga documenta la tensión vertical en la tierra. La tensión vertical es simplemente la integración de la densidad aparente de las diversas capas a lo largo de la línea vertical desde el punto de interés hasta la superficie de la tierra. Los pozos desviados u horizontales por lo regular requieren un modelo de armazón 2-D o 3-D. El modelo 124 de presión poroso documenta la presión de fluido en el yacimiento. Todos los yacimientos que tienen porosidad tienen una presión de fluido dentro de los poros. Esto incluye todos los yacimientos tales como arenas, carbonatos y esquistos. El modelo 126 direccional de tensión in-situ principal documenta la dirección de las tres tensiones principales mutuamente independientes. Las formaciones con estructura significativa requieren moldeo de tensión compleja, de tal manera que eso se logre con elemento finito o análisis de diferencia finita. Aquí las condiciones de límite del yacimiento desempeñan un papel crucial en la estimación de la dirección de las tensiones in-situ que actúan en la tierra. El modelo 128 de tensión horizontal documenta la magnitud de las dos casi-tensiones horizontales. Nuevamente, las formaciones con estructura significativa requieren moldeo de tensión compleja. Los modelos de validación (simulaciones geomecánicas) aseguran la precisión del MEM. Se utiliza una variedad de datos para validar tanto los componentes de MEM como los modelos geomecánicos que predicen el comportamiento total geomecánico. Por ejemplo, el modelo 128 de tensión horizontal se valida cuando los valores predichos se confirman con un número razonable de mediciones de tensión in-situ. El modelo de validación de estabilidad del sondeo es válido cuando las inestabilidades del sondeo predicho se confirman con las mediciones y observaciones de perforación. La calibración tiene que ver con el problema de ingeniería para ajustar una buena medición, por buena se entiende como una medición que es sensible a la propiedad estudiada, para reflejar de forma adecuada la propiedad de interés. La validación tiene que ver con el problema científico para determinar si una medición es lo suficientemente sensible a la propiedad estudiada para garantizar la calibración. Normalmente, la validación sólo se considera cuando los datos de calibración están disponibles. Por ejemplo, los modelos de tensión se validan por lo regular mediante la calidad de ajuste entre la tensión calculada y las tensiones medidas. Mientras esta validación es necesaria e importante, no es suficiente. Dos modelos basados en físicas totalmente diferentes pueden predecir de forma precisa las tensiones en un pozo de "calibración" vertical perforado en la cresta de una estructura, pero sólo un modelo predice tensiones precisas tanto en la cresta como en los flancos de una estructura. La validación implica un entendimiento de la física para las diversas fuentes de tensión en la tierra al igual que el efecto que tienen estas tensiones en las mediciones utilizadas para interferirías. La calibración es importante pero la validación es absolutamente crucial para el problema científico y cualquier implicación comercial. Las mediciones in-situ de los procesos geomecánicos proporcionan información tanto de calibración como de validación. Por ejemplo, un análisis de la presión anular situada en el fondo de la perforación y las mediciones de resistencia adquiridas durante un evento de pérdida de circulación proporciona un punto de calibración para el modelo de tensión horizontal. A medida que aumenta el número de observaciones geomecánicas , se establecen las restricciones en los posibles modelos. Eventualmente, se rechaza un modelo debido a que es inconsistente con las mediciones y observaciones geomecánicas. Todos los procesos geomecánicos pueden validarse con las mediciones y observaciones . El mapeo de emisión acústica proporciona una película 3-D que muestra el inicio y crecimiento de la estimulación de fractura hidráulica. Estos datos pueden mostrar fácilmente si la magnitud de tensión horizontal mínima en el yacimiento de arena es menor que la magnitud de tensión horizontal mínima en los esquistos de límite . Se resaltaron los datos que contribuyeron a un MEM calibrado y validado. El flujo de trabajo para crear un MEM típico tiene cinco tareas principales. 1) Comprender los problemas por resolver 2) Llevar a cabo una auditoria de datos geomecánicos 3) Analizar los datos geomecánicos disponibles 4) Crear y calibrar el MEM 5) Validar el MEM Cada etapa del flujo de trabajo para crear un MEM típico se describirá a continuación.

Comprender los problemas por resolver La primer etapa para crear un MEM es comprender qué problemas necesitan resolverse. Dependiendo del problema, puede ser que todo lo necesario sea un sub-conjunto de MEM. Sin embargo, cuando se presentan problemas geomecánicos múltiples o principales, por lo general se requiere de un esfuerzo mayor para crear, calibrar y validar el MEM.

Llevar a cabo una auditoria de datos geomecánicos La segunda tarea es realizar una auditoria de datos geomecánicos . 1) Determinar qué datos son necesarios para crear un MEM 2) Recopilar los datos 3) Compilar y organizar los datos Los tipos de datos que contribuyen a que el MEM extienda un área ancha que incluye datos sísmicos, datos de perforación, datos de diagrafía y datos a partir de los núcleos. Se proporciona una amplia lista en el apéndice. Dos claves para que los proyectos geomecánicos tengan éxito tienen que ver con la administración de datos. Los datos recopilados en la auditoria de datos deben ser fácil y rápidamente accesibles. A menudo los proyectos pueden incluir multi pozos, múltiples conjuntos de datos de ejecución con imágenes que requieren procesar y editar datos para llegar a una forma útil. Los datos originales y el procesamiento debe mantenerse en línea o cerca de la línea en caso de verificación o interpretación adicionales requeridas en una fecha posterior. Además, los datos de la auditoria geomecánica deberán sintetizarse a un conjunto de datos clave para un acceso más rápido a la base de datos y el procesamiento descendente. Debido a que estos proyectos a menudo involucran conjuntos de datos grandes, el desempeño de GeoFrame y/u oracle puede volverse un problema. A menudo es más fácil mover los datos clave editado a un segundo proyecto para interpretaciones ascendentes. El movimiento de datos es muy rápido entre proyectos para cualquier tipo de datos que utilizan la función de exportar datos del proyecto Administrador de Datos. Además, los proyectos geomecánicos están respaldados en múltiples ubicaciones, que tienen conjuntos de datos clave más pequeños que permiten movimientos más rápidos a lo largo de las redes de banda ancha bajas.

Analizar los datos geomecánicos disponibles La tercera tarea es analizar los datos geomecánicos disponibles .

Crear, validar y calibrar el MEM La cuarta tarea es crear, validar y calibrar el MEM. Existe una cantidad potencialmente grande de datos para compilar mientras se crea el modelo terrestre mecánico.

Normalmente ya se procesaron los datos sísmicos. El modelo de velocidad se compara con cualquier tiro de calibración sísmica y las diagrafías sónicas por cable en escala. Una cantidad significativa de datos puede analizarse en GeoFrame . Las diagrafías petrofísicas estándar siempre se analizan para una evaluación de formación completa. Mientras que las imágenes del pozo de sondeo pueden analizarse para inmersión de formación, por lo general se requiere la revisión de datos específicamente en busca de deformaciones y fracturas inducidas por perforación. También se lleva a cabo el análisis de datos de calibración. Las formas de onda sónicas se analizan en situaciones donde el procesamiento de campo es sospechoso. Los datos de perforación pueden proporcionar una cantidad significativa de información de calibración y validación. Los reportes de perforación diarios deben leerse y los eventos de perforación significativos deben resaltarse. Los eventos principales deberán analizarse en detalle. El modelo 114 de armazón se construye a partir de los datos de diagrafía y sísmicos. Los datos sísmicos deben incluir las secciones sísmicas apropiadas y las velocidades calibradas a partir de los datos de tiro de calibración sísmica. Las diagrafías petrofísicas típicas ayudan a identificar los topes de formación principales. Las diagrafías del inclinómetro cuantifican la inmersión de formaciones y la ubicación de defectos e inconvenientes.

El modelo 116 petrofísico está construido a partir de las diagrafías de formación y el núcleo recuperado. Es importante cuantificar la porosidad, minerología/litología, saturación y la permeabilidad de las diferentes capas. Las propiedades petrofísicas deben validarse con las pruebas petrofísicas estándar realizadas en el núcleo recuperado. El modelo 118 de estratografía mecánica se construye a partir del modelo petrofísico que incluye las diagrafías de la formación de imágenes y acústicos del sondeo. Un análisis de imágenes del sondeo y datos de Explorador Sónico pueden solucionar un sinnúmero de problemas . El modelo 120 de resistencia de la roca se construye a partir del modelo petrofísico y del modelo de estratografía mecánica. Cuando las pruebas mecánicas del núcleo recuperado están disponibles, el modelo de resistencia de la roca se calibra a las mediciones del laboratorio. Cuando las pruebas mecánicas no están disponibles, entonces se utiliza una correlación. Las correlaciones no son universales y debe completarse un análisis de ambigüedad al utilizar las correlaciones. El modelo 122 de carga se construye al integrar la diagrafía de densidad aparente. Por lo regular se encuentran los datos faltantes en los horizontes someros. Esto puede provocar ambigüedades significativas. Así, es importante calcular la densidad aparente en las capas con datos faltantes. Las diagrafías de lodo pueden ayudar a calcular los datos faltantes. El modelo 124 de presión porosa se construye con el uso de los modelos de armazón, petrofísico, estratografía mecánica y sobrecarga. El procesamiento sísmico necesario para la predicción de presión porosa es diferente a partir de que es necesario para el modelo de armazón. El procesamiento aplicado (tiempo de post-apilado, tiempo de pre-apilado, profundidad de post-apilado, profundidad de pre-apilado) y el método utilizado para obtener las velocidades deben notarse al igual que quién adquirió y procesó los datos . Los modelos 126 y 128 de tensión se construyen con el uso de todos los modelos previos. Los eventos de pérdida de circulación, pruebas de fuga y pruebas de calibración de pre-estimulación por lo general proporcionan los mejores puntos de calibraciones.

Validación del MEM Un análisis adicional es necesario para validar el MEM. Un estudio rápido del proceso geomecánico de interés debe realizarse para validar el modelo y determinar la sensibilidad del proceso geomecánico para ambigüedades en el MEM.

Diseño de Cementación El MEM proporciona un perfil de tensión continuo contra la profundidad. Si durante las operaciones de cementación la presión anular excede la gradiente de fractura, entonces todo el cemento se bombeará hacia una fractura hidráulica inducida. Si la gradiente de fractura es más baja en las arenas que en los esquistos, entonces el cemento será bombeado o la gravedad impulsada hacia la roca del yacimiento y así se disminuirá o eliminará la permeabilidad de la trayectoria de terminación. El diseño del empleo de cementación no debe exceder la tensión in-situ mínima. El concepto del recurso de emergencia de cemento de medición y evaluación es un conjunto de datos capturado de forma deficiente dentro de la industria. Los datos derivados de la diagrafía que describe la densidad y la abertura de fracturas naturales adyacentes a formaciones pueden aplicarse para optimizar la colocación de cemento en el espacio anular entre el revestimiento de acero y la formación. Además, las presiones cruciales que provocarían estas fracturas naturales para iniciar y retrasar la toma de fluidos de terminación pueden tomarse en cuenta dentro del diseño del tratamiento de aislamiento, ya sea evitando el exceso de esta presión crucial o proporcionando los materiales de pérdida de circulación para cruzar y detener la pérdida excesiva de cemento en la formación. Esto ayudará tanto en el asilamiento zonal efectivo como en reducir el daño a los intervalos de producción de hidrocarburos potenciales clave.

Diseño de Fractura Hidráulica La fracturación hidráulica es una técnica de terminación comúnmente aplicada a las formaciones de baja permeabilidad para estimular el potencial productivo al punto de habilitación de formaciones de permeabilidad muy baja para producir hidrocarburos en un índice económico. Los datos derivados de la diagrafía que describe la densidad de fracturas naturales, abertura, y las presiones de dilatación cruciales pueden ser importantes para el diseño de terminación de la estimulación optimizada. A partir de esta información derivada de la diagrafía, los materiales obturantes óptimamente dimensionados pueden emplearse para evitar fuga excesiva en la formación que pueda provocar daño a la permeabilidad de fracturas naturales, y resulte en una terminación prematura del tratamiento de estimulación. O bien, esta información derivada de la diagrafía puede utilizarse para modificar el tratamiento de estimulación para evitar presiones cruciales donde podría haber dilatación de fracturas naturales. Además, esta información derivada de la diagrafía puede ser instrumental para determinar la naturaleza de la estimulación de la fractura que se presentará. Esto puede proporcionar comprensión a la tendencia de las fracturas planas acopladas de forma elástica o de los sistemas de fractura de pérdida de cizallamiento . Esta información puede ser valiosa al determinar el tipo de fluidos por emplear y qué tipo de sostén será necesario (en caso de haber) . Véase las Figuras 10 y 11. Estas Figuras 10 y 11 ilustran el último objetivo del Software 60 mencionado anteriormente de la Figura 1 adaptado para 'optimizar las operaciones de perforación y de terminación en formaciones de hidrocarburos' al 'caracterizar las propiedades del yacimiento con suficiente claridad para diseñar las operaciones de perforación y de terminación que reduzcan al mínimo el daño al yacimiento de hidrocarburos, reduzcan al mínimo el daño a la trayectoria de terminación, maximicen el índice de producción, y maximicen la recuperación final de los depósitos subterráneos de hidrocarburos en el yacimiento' ; es decir, extraer el petróleo y/o el gas desde la formación de la tierra. La Figura 10 ilustra las características de la formación de la tierra, y la Figura 11 ilustra un equipo de perforación que puede utilizarse para extraer el petróleo y/o gas de la formación de la tierra de la Figura 10. En la Figura 10, un primer horizonte 51 (Hl) y un segundo horizonte 53 (H2) se interceptan a través de la 'superficie de falla' 55. Ahora que ya se definió la 'superficie de falla' 55, es necesario interpretar un registro de salida de diagrafía de pozo y el registro de salida de datos sísmicos reducidos para definir la ubicación precisa de los 'depósitos subterráneos de hidrocarburos' en la formación de la Tierra. Por ejemplo, en la Figura 10, la 4 superficie de falla' 55 corta a través del primer horizonte 51 y el segundo horizonte 53 en la formación de la Tierra. Una línea 57 representa una separación entre el petróleo 59 y el agua 61, el petróleo 59 y el agua 61 se encuentran en un lado de la 'superficie de falla' 55. El material rocoso y poroso se encuentra en el otro lado de la 'superficie de falla' 55. La 'superficie de falla' 55 intercepta los horizontes 51 (Hl) y 53 (H2) en dos lugares, una primer intersección 63 y una segunda intersección 65. A partir de la Figura 10, es evidente que el petróleo 59 por lo regular se encuentra cerca de las intersecciones 63 y 65 entre la 'superficie de falla' 55 y los horizontes 51 (Hl) y 53 (H2) . Para extraer el petróleo 59 de la formación de la Tierra, es necesario perforar cerca de la primer intersección 63 en el punto 67. En la figura 11, recuperar de la figura 10 que sería necesario para perforar cerca de la primer intersección 63 en el punto 67 para extraer el petróleo 59 de la formación de la Tierra, un equipo 101 de perforación puede colocarse en la superficie de la Tierra directamente por encima del punto 67 de la figura 10 con el propósito de extraer el petróleo 59 de la formación de la Tierra. En la figura 11, se ilustra un ejemplo del equipo 101 de perforación. El equipo 101 de perforación está ubicado por encima de una 'ubicación particular' en la formación de la Tierra (es decir, por encima del punto 67 en la formación de la Tierra de la figura ) donde se ubica potencialmente el petróleo y/o el gas. En la figura 11, una modalidad del equipo 101 de perforación incluye un sistema 103 de superficie, un sistema 105 situado en el fondo de la perforación, y una unidad 107 de control de superficie. En la modalidad ilustrada, un pozo de sondeo 109 se forma mediante la perforación rotatoria en una forma que se conoce bien. Sin embargo, aquellos con experiencia ordinaria en la técnica a quienes se les proporciona el beneficio de esta descripción apreciarán, que la presente invención también encuentra aplicación en las aplicaciones de perforación que no sea la de perforación rotatoria convencional (por ejemplo, perforación direccional de base de motor de lodo) , y no se limita a anillos de base de tierra. El sistema 105 situado en el fondo de la perforación incluye una sarta de varillaje 111 de perforación suspendida dentro del pozo de sondeo 109 con una barrena 113 de perforación en su extremo inferior. El sistema 103 de superficie incluye la plataforma con base en tierra y el ensamble 115 de la torre de perforación colocada sobre el pozo de sondeo 109 que penetra una formación 17 de sub-superficie . El ensamble 115 incluye una tabla 117 rotatoria, una barra de arrastre 119, un gancho 121, y un acoplador 123 giratorio. La sarta de varillaje 111 de perforación gira mediante la tabla 117 rotativa, activada por medios que no se muestran, que acopla la barra de arrastre 119 en el extremo superior de la sarta de varillaje de perforación. La sarta de varillaje 111 de perforación está suspendida de un gancho 121, unida a una polea viajera (tampoco se muestra) , a través de la barra de arrastre 119 y un acoplador 123 giratorio que permite la rotación de la sarta de varillaje de perforación en relación con el gancho. El sistema de superficie además incluye fluido de perforación o lodo 125 almacenados en un pozo 127 formado en el sitio del pozo. Una bomba 129 proporciona el fluido 125 de perforación al interior de la sarta de varillaje 111 de perforación mediante un puerto en el acoplador 123, que induce el fluido de perforación para que fluya en forma descendente hacia la sarta de varillaje 111 de perforación como se indica en la flecha 131 direccional. El fluido de perforación se encuentra en la sarta de varillaje 111 de perforación mediante puertos en la barrena 113 de perforación, y luego circula en forma ascendente a través de la región entre el exterior de la sarta de varillaje de perforación y la pared del pozo de sondeo, denominada zona anular, como se indica en las flechas 133 direccionales . De esta manera, el fluido de perforación lubrica la barrena 113 de perforación y transporta los cortes de formación hasta la superficie a medida que regrese al pozo 127 para recirculación. La sarta de varillaje 111 de perforación además incluye un ensamble del fondo del pozo (BHA) , generalmente referido como 135, cerca de la barrena 113 de perforación (en otras palabras, dentro de las diversas longitudes del collar de perforación de la barrena de perforación) . El ensamble del fondo del pozo incluye la capacidad de medir, procesar y almacenar información al igual que comunicar con la superficie. El BHA 135 además incluye collares 137, 139, y 141 de perforación para realizar otras funciones de medición diferentes. El collar 137 de perforación del BHA 135 incluye un aparato 143 para determinar y comunicar una o más propiedades de la formación 17 que rodea el pozo del sondeo 109, tales como resistencia de la formación (o conductividad) , radiación natural, densidad (rayos gama o neutrones) , y presión porosa. El collar 139 de perforación aloja una herramienta de medición al perforar (MWD) . La herramienta de MWD además incluye un aparato para generar energía eléctrica para el sistema situado en el fondo de la perforación. Mientras que el sistema de pulso de lodo se ilustra con un generador potenciado por el flujo del fluido 125 de perforación que fluye a través de la sarta de varillaje 111 de perforación, puede emplearse el collar 141 de perforación de la MWD, otro sistema de energía y/o batería. Los sensores están ubicados alrededor del sitio del pozo para recopilar los datos, de preferencia en tiempo real, con respecto a la operación del sitio del pozo, al igual que las condiciones en el sitio del pozo. Por ejemplo, los monitores, tales como cámaras 147, pueden proporcionarse para que éstos a su vez provean imágenes de la operación. Los sensores de superficie o manómetros 149 están colocados alrededor de los sistemas de superficie para proporcionar información acerca de la unidad de superficie, tales como presión de torre hidráulica, carga en el gancho, profundidad, fuerza de torsión de la superficie, rpm rotativas, entre otras. Los sensores situados en el fondo de la perforación o manómetros 151 están colocados alrededor de la herramienta de perforación y/o sondeo para proporcionar información acerca de las condiciones del fondo de la perforación, tales como presión del sondeo, peso en la barrena, fuerza de torsión en la barrena, dirección, inclinación, rpm del collar, temperatura de la herramienta, temperatura anular y cara de la herramienta, entre otras. La información recopilada mediante los sensores y cámaras se transmite al sistema de superficie, al sistema del fondo de la perforación, y/o a la unidad de control de superficie. La herramienta 141 de MWD incluye un sub-énsamble 145 de comunicación que comunica con el sistema de superficie. El sub-ensamble 145 de comunicación se adapta para enviar señales a, y recibir señales de la superficie con el uso de la telemetría de pulso de lodo. El sub-ensamble de comunicación puede incluir, por ejemplo, un transmisor que genera una señal, tal como una señal acústica o electromagnética, que es representativa de los parámetros de perforación medida. La señal generada se recibe en la superficie a través de los transductores, representados por el número 151 de referencia, que convierten las señales acústicas recibidas en señales electrónicas para además procesar, almacenar, encriptar y utilizarlas de acuerdo con los métodos y sistemas convencionales. La comunicación entre el fondo de la perforación y los sistemas de perforación se ilustra como telemetría de pulso de lodo, tal como la que se describe en la Patente Norteamericana No. 5,517,464, asignada al apoderado de la presente invención. Un experto en la técnica apreciará que se pueda emplear una variedad de sistemas de telemetría, tales como tubo de perforación cableado, electromagnético y otro sistema de telemetría conocido. Véase ahora las figuras 12 a 17. Recuperar de la figura 1 los 'datos de entrada' 80 que se le proporcionan al sistema 10 informático y que el procesador 20 ejecuta el 'software' 60 almacenado en la memoria 40 en respuesta a los 'datos de entrada' 80. Los detalles de los 'datos de entrada' 80 de la figura 1 que se proporcionaron al sistema 10 de computadora se mencionarán abajo con referencia a las figuras 12 a 17 de los dibujos. Las figuras 12 y 13 ilustran un método para generar una registro de salida de diagrafía de pozo. Las figuras 14, 15 y 16 ilustran un método para generar una registro de salida de datos sísmicos reducidos. La figura 17 ilustra cómo el registro de salida de diagrafía de pozo y el registro de salida de datos sísmicos reducidos representan colectivamente los 'datos de entrada' 80 que son entrada al sistema 10 informático de la figura 1. En la figura 12, un camión 200 de diagrafía de pozo baja una herramienta 202 de diagrafía en el sondeo 204 y la herramienta 202 de diagrafía estimula y activa la formación 206 de la Tierra. En respuesta, los sensores en la herramienta 202 de diagrafía reciben señales de la formación 206, y, en respuesta al mismo, otras señales representativas de los datos 208 de diagrafía de pozo se propagan en perforación ascendente de la herramienta 202 de diagrafía a una computadora 210 del camión de diagrafía de pozo. Un registro 212 de salida de diagrafía de pozo se genera mediante la computadora 210 del camión de diagrafía de pozo que muestra los datos 208 de diagrafías de pozos. En la figura 13, se ilustra una construcción en detalle de la computadora 210 del camión de diagrafía de pozo. Un bus 210a recibe los datos 208 de diagrafía de pozo y, sensible al mismo, el registro 212 de salida de diagrafía de pozo se genera mediante el procesador 210b, el registro 212 de salida de diagrafía de pozo que muestra y/o registra los datos 208 de diagrafía de pozo. El registro 212 de salida de diagrafía de pozo es entrada para la estación de trabajo de interpretación de la figura 17. En la figura 14, se ilustra un aparato y método asociados para realizar una operación sísmica tridimensional (3D) en una ubicación sobre la superficie de la tierra cercana al sondeo de la figura 12. En la figura 14, una fuente 214 de energía acústica o explosiva situada por debajo de la superficie de la tierra 216 detona y genera una pluralidad de sonido o vibraciones 218 acústicas que se propagan en forma descendente y reflejan una capa 220 de horizonte dentro del Formación 206 de la tierra. La capa 220 de horizonte puede ser una capa superior de la roca o arena o esquisto. Cuando las vibraciones de sonido reflejan la capa 220 de horizonte, las vibraciones 218 de sonido se propagarán en forma ascendente y se recibirán en una pluralidad de receptores 222 denominados geófonos 222 situados en la superficie de la tierra. La pluralidad de geófonos 222 generará cada uno una señal eléctrica en respuesta a la recepción de una vibración de sonido en la misma y una pluralidad de señales eléctricas se generarán a partir de los geófonos 222, la pluralidad de señales (referida como 'datos sísmicos recibidos 226') recibida en un camión 224 de grabaciones. La pluralidad de las señales eléctricas a partir de los geófonos 222 (es decir, los 'datos sísmicos recibidos' 226) representa un conjunto de características de la formación de tierra que incluye los horizontes 220 ubicados dentro de la tierra por debajo de los geófonos 222. El camión 224 de grabaciones contiene una computadora 225 que recibirá y almacenará la pluralidad de señales recibidas de los geófonos 222. Un registro 232 de salida sísmica se generará de la computadora 225 en el camión 224 de grabaciones que incluirá y/o mostrará y/o almacenará la pluralidad de señales eléctricas que son representativas de las características de la formación de tierra que incluye los horizontes 220 ubicados dentro de la tierra por debajo de los geófonos 222. En la figura 15, se ilustra una construcción en detalle de la computadora 225 del camión de registros. La computadora 225 del camión de registros de la figura 15 incluye un procesador 228 y una memoria 230 conectada a un bus del sistema. Las señales eléctricas, recibidas de los geófonos 222 durante la operación sísmica 3D y referidas como * datos sísmicos recibidos' 226, se recibirían en la computadora 225 del camión de registros mediante el bloque 226 "Datos Sísmicos Recibidos" en la figura 15 y se almacenarían en la memoria 230 de la computadora 225 del camión de registros. Cuando se desee, se generará un registro 232 de salida sísmica mediante la computadora 225 del camión de registros, el registro 232 de salida sísmica está adaptado para registrar y mostrar "una pluralidad de datos sísmicos" que representan los 4 datos sísmicos recibidos' da seguimiento o establece señales eléctricas recibidas mediante la computadora 225 del camión de registros de los geófonos 222. En la figura 16, un diagrama simplificado de un ordenador 234 central que utiliza un "software de reducción de datos" almacenado para realizar una operación de "reducción de datos" en la "pluralidad de datos sísmicos" incluida en el registro 232 de salida sísmica de la figura 15. El ordenador 234 central produce un "registro 240 de salida de datos sísmicos reducidos" en la figura 16 que está adaptada para registrar y mostrar la información que representa las versiones "reducidas" de la "pluralidad de datos sísmicos" incluidos en el registro 232 de salida sísmica de la figura 16. El ordenador 234 central de la figura 16 incluye un procesador 236 central conectado a un bus del sistema y una memoria 238 también conectada al bus del sistema que almacena un "software de reducción de datos" en el mismo. El registro 232 de salida sísmica de la figura , que incluye la "pluralidad de datos sísmicos", se conecta al bus del sistema del ordenador 234 central de la figura 16.

Como un resultado, la "pluralidad de datos sísmicos", incluida en el registro 232 de salida sísmica de la figura 16, es ahora la entrada al procesador 236 central de la figura 16. El procesador 236 del ordenador 234 central en la figura 16 ejecuta el "software de reducción de datos" almacenado en la memoria 238 del ordenador central. El "software de reducción de datos" , que se almacena en la memoria 238 del ordenador 234 central de la figura 16, puede encontrarse en el libro titulado "Seismic Velocity Analysis and the Convolutional Model" , por Enders A. Robinson, la descripción de la cual se incorpora por referencia en esta especificación. Cuando se ejecuta el "software de reducción de datos" en la memoria 238, el procesador 236 central realizará una operación de "reducción de datos" en una "pluralidad de datos sísmicos" que se incluye en el registro 232 de salida sísmica de la figura 16. Cuando la "operación de reducción de datos" se completa, el procesador 236 central generará un "registro 240 de salida de datos sísmicos reducidos" que registrará y se adaptará para información de visualización que representa una "versión reducida" de la "pluralidad de datos sísmicos" incluida en el registro 232 de salida sísmica de la figura 16, y que incluye un conjunto de características que pertenecen a la formación terrestre ubicada cerca del sondeo de la figura 12, las características que incluyen la ubicación y la estructura de los horizontes 220 de la figura 14. En la figura 17, el registro 212 de salida de diagrafía de pozo de la figura 12 y el registro 240 de salida de datos sísmicos reducidos de la figura 16 presentan colectivamente y en combinación los 'datos de entrada' 80 de la figura 1 que es la entrada al sistema 10 informático de la figura 1. Se entenderá a partir de la descripción anterior que pueden realizarse diversos cambios y modificaciones en las modalidades preferidas y alternas sin apartarse de su espíritu real. Por ejemplo, se pueden considerar otros modelos, parámetros, mediciones y/o diseños. Se pretende que esta descripción sea con propósitos ilustrativos únicamente y no deberá interpretarse en un sentido limitado. El alcance de esta invención deberá determinarse sólo por el lenguaje de las reivindicaciones que siguen.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para generar un diseño de sitio de pozo, que comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; crear un Modelo Terrestre inicial basado en tal flujo de trabajo adaptado para modelar las operaciones de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado; y generar un diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado.
2. El método de la reivindicación 1, en donde el diseño de sitio de pozo se relaciona con la operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburo.
3. El método de la reivindicación 2, en donde el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos.
4. El método de la reivindicación 3, en donde uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburo al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburo, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar el índice de producción, y maximizar la última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburo a partir del yacimiento.
5. El método de la reivindicación 1, en donde la etapa de calibración para calibrar el Modelo Terrestre inicial comprende: (a) observar las condiciones del sitio de pozo generando de esta manera las observaciones; (b) llevar a cabo simulaciones para generar de esta manera predicciones; (c) comparar las observaciones con las predicciones ; (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones concuerden con las predicciones ; (e) ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no concuerden con las predicciones; y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones concuerden con las predicciones.
6. El método de la reivindicación 5, en donde la etapa para generar el diseño de sitio de pozo que utiliza el Modelo Terrestre calibrado comprende: obtener el Modelo Terrestre calibrado; definir las restricciones de operación para una operación de sitio de pozo; y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo utilizando el Modelo Terrestre calibrado y las restricciones de operación.
7. El método de la reivindicación 6, en donde el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos.
8. El método de la reivindicación 7, en donde el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos.
9. El método de la reivindicación 8, en donde uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño en el yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño en la trayectoria de terminación, maximizar un índice de producción, y maximizar una última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarbur< 3 del yacimiento.
10. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de armazón.
11. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo petrofísico .
12. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de estratografía mecánica,
13. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de resistencia de la roca,
14. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de sobrecarga .
15. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de presión porosa.
16. El método de la reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de dirección de tensión,
17. El método de la. reivindicación 9, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de tensión horizontal.
18. El método de la reivindicación 9, en donde los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprenden un modelo de armazón, un modelo petrofísico, un modelo de estratografía mecánica, un modelo de resistencia de la roca, un modelo de sobrecarga, un modelo de presión porosa, un modelo de dirección de tensión, y un modelo de tensión horizontal .
19. Un programa de computadora adaptado para ejecutarse por un procesador, tal programa de computadora, cuando se ejecuta por tal procesador, conduce un proceso para generar un diseño de sitio de pozo, tal proceso comprende: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre ; crear un Modelo Terrestre inicial basado en el flujo de trabajo adaptado para modelar las operaciones de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado; y generar un diseño de sitio de pozo utilizando un modelo terrestre calibrado.
20. El programa de computadora de la reivindicación 19, en donde el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos .
21. El programa de computadora de la reivindicación 20, en donde el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburos.
22. El programa de computadora de la reivindicación 21, en donde uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar el índice de producción, y maximizar la última recuperación de los depósitos subterráneos de hidrocarburo del yacimiento.
23. El programa de computadora de la reivindicación 19, en donde la etapa de calibración para calibrar el Modelo Terrestre inicial comprende: (a) observar las condiciones del sitio de pozo generando de esta manera las observaciones; (b) llevar a cabo simulaciones para generar de esta manera predicciones; (c) comparar las observaciones con las predicciones ; (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones concuerden con las predicciones ; (e) ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no concuerden con las predicciones; y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones concuerden con las predicciones.
24. El programa de computadora de la reivindicación 23, en donde la etapa para generar el diseño de sitio de pozo que utiliza el Modelo Terrestre calibrado comprende: obtener el Modelo Terrestre calibrado; definir las restricciones de operación para una operación de sitio de pozo; y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo utilizando el Modelo Terrestre calibrado y las restricciones de operación.
25. El programa de computadora de la reivindicación 24, en donde el diseño de sitio de pozo se relaciona con la operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos .
26. El programa de computadora de la reivindicación 25, en donde el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburos.
27. El programa de computadora de la reivindicación 26, en donde uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar el índice de producción, y maximizar la última recuperación de los depósitos subterráneos de hidrocarburo del yacimiento.
28. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de armazón.
29. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo petrofísico.
30. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de estratografía mecánica .
31. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de resistencia de la roca.
32. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de sobrecarga.
33. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de presión porosa .
34. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de dirección de tensión.
35. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de tensión horizontal .
36. El programa de computadora de la reivindicación 27, en donde los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprenden un modelo de armazón, un modelo petrofísico, un modelo de estratograf a mecánica, un modelo de resistencia de la roca, un modelo de sobrecarga, un modelo de presión porosa, un modelo de dirección de tensión, y un modelo de tensión horizontal.
37. Un dispositivo de almacenamiento del programa legible por una máquina que contiene de manera tangible un conjunto de instrucciones ejecutables por la máquina para llevar a cabo las etapas del método para generar un diseño de sitio de pozo, las etapas del método comprenden: diseñar un flujo de trabajo para un Modelo
Terrestre ; crear un Modelo Terrestre inicial basado en tal flujo de trabajo adaptado para modelar las operaciones de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado; y generar un diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado. 38. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 37, en donde el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos .
39. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 38, en donde el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una manera particular para optimizar las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos .
40. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 39, en donde uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar un índice de producción, y maximizar una última recuperación de depósito subterráneos de hidrocarburos del yacimiento.
41. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 37, en donde la etapa de calibración para calibrar el Modelo Terrestre inicial comprende: (a) observar las condiciones del sitio de pozo generando de esta manera las observaciones; (b) llevar a cabo simulaciones para generar de esta manera predicciones; (c) comparar las observaciones con las predicciones ; (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones concuerden con las predicciones ; (e) ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no concuerden con las predicciones; y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones concuerden con las predicciones .
42. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 41, en donde la etapa para generar el diseño de sitio de pozo que utiliza el Modelo Terrestre calibrado comprende: obtener el Modelo Terrestre calibrado; definir las restricciones de operación para una operación de sitio de pozo; y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo utilizando el Modelo Terrestre calibrado y las restricciones de operación.
43. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 42, en donde el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos.
44. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 43, en donde el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una manera particular para optimizar las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos.
45. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 44, en donde uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar un índice de producción, y maximizar una última recuperación de depósito subterráneos de hidrocarburos del yacimiento.
46. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del modelo terrestre inicial comprende un modelo de armazón.
47. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo petrofísico .
48. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de estratografía mecánica.
49. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de resistencia de la roca.
50. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de sobrecarga .
51. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de presión porosa.
52. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de dirección de tensión.
53. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de tensión horizontal.
54. El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 45, en donde los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprenden un modelo de armazón, un modelo petrofísico, un modelo de estratografía mecánica, un modelo de resistencia de la roca, un modelo de sobrecarga, un modelo de presión porosa, un modelo de dirección de tensión, y un modelo de tensión horizontal.
55. Un método para generar un diseño de sitio de pozo, el diseño de sitio de pozo que se relaciona con la operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos , comprende : diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre ; crear un Modelo Terrestre inicial basado en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos, uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar un índice de producción, y maximizar una última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburo del yacimiento; calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, la etapa de calibración incluye, (a) observar las condiciones del sitio de pozo generando de esta manera observaciones, (b) llevar a cabo simulaciones para generar de esa manera predicciones, (c) comparar tales observaciones con tales predicciones, (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones concuerden con las predicciones, (e) ajustar el modelo terrestre inicial con la condición de que las observaciones no concuerden con las predicciones, y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones concuerden con las predicciones; y generar un diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado, la etapa para generar el diseño de sito de pozo incluye obtener el Modelo Terrestre calibrado, definir las restricciones de operación para una operación de sitio de pozo, y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado y las restricciones de operación.
56. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de armazón.
57. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo petrofísico.
58. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de estratografía mecánica.
59. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de resistencia de la roca.
60. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de sobrecarga.
61. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de presión porosa.
62. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de dirección de tensión.
63. El método de la reivindicación 55, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de tensión horizontal.
64. El método de la reivindicación 55, en donde los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprenden un modelo de armazón, un modelo petrofísico, un modelo de estratografía mecánica, un modelo de resistencia de la roca, un modelo de sobrecarga, un modelo de presión porosa, un modelo de dirección de tensión, y un modelo de tensión horizontal.
65. Un programa de computadora adaptado para ejecutarse por un procesador, tal programa de computadora, cuando se ejecuta por este procesador, conduce un proceso para generar un diseño de sitio de pozo, el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos; el proceso comprende : diseñar un flujo de trabajo para un Modelo
Terrestre; crear un Modelo Terrestre inicial basado en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos, uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar un índice de producción, y maximizar una última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburo del yacimiento; calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, la etapa de calibración incluye, (a) observar las condiciones del sitio de pozo generando de esta manera observaciones, (b) llevar a cabo simulaciones para generar de esa manera predicciones, (c) comparar tales observaciones con tales predicciones, (d) aceptar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones concuerden con las predicciones, (e) ajustar el modelo terrestre inicial con la condición de que las observaciones no concuerden con las predicciones, y (f) repetir las etapas (b) a (e) hasta que las observaciones concuerden con las predicciones; y generar un diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado, la etapa para generar el diseño de sito de pozo incluye obtener el Modelo Terrestre calibrado, definir las restricciones de operación para una operación de sitio de pozo, y diseñar y generar el diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado y tales restricciones de operación. 66. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de armazón. 67. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del
Modelo Terrestre inicial comprende un modelo petrofísico.
68. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de estratografía mecánica .
69. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de resistencia de la roca.
70. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de sobrecarga.
71. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de presión porosa .
72. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de dirección de tensión.
73. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde uno de los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprende un modelo de tensión horizontal .
74. El programa de computadora de la reivindicación 65, en donde los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial comprenden un modelo de armazón, un modelo petrofísico, un modelo de estratografía mecánica, un modelo de resistencia de la roca, un modelo de sobrecarga, un modelo de presión porosa, un modelo de dirección de tensión, y un modelo de tensión horizontal.
75. Un sistema adaptado para generar un diseño de sitio de pozo, que comprende: un aparato adaptado para diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; un aparato adaptado para crear un Modelo Terrestre inicial basado en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial se adapta para modelar las operaciones de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos; un aparato adaptado para calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado; y un aparato adaptado para generar un diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado.
76. Un sistema adaptado para generar un diseño de sitio de pozo, el diseño de sitio de pozo se relaciona con una operación de perforación y terminación en un yacimiento de hidrocarburos , que comprende : un aparato adaptado para diseñar un flujo de trabajo para un Modelo Terrestre; un aparato adaptado para crear un Modelo Terrestre inicial basado en el flujo de trabajo, el Modelo Terrestre inicial incluye uno o más modelos de flujo de trabajo, los modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial se interconectan en forma operativa en una forma particular para optimizar la operación de perforación y terminación en yacimientos de hidrocarburos, uno o más modelos de flujo de trabajo del Modelo Terrestre inicial optimizan las operaciones de perforación y terminación en los yacimientos de hidrocarburos al reducir al mínimo un daño al yacimiento de hidrocarburos, reducir al mínimo un daño a la trayectoria de terminación, maximizar el índice de producción, y maximizar una última recuperación de depósitos subterráneos de hidrocarburos del yacimiento; un aparato de calibración adaptado para calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, el aparato de calibración incluye, (a) un aparato adaptado para observar las condiciones del sitio de pozo generando de esta manera observaciones, (b) un aparato adaptado para llevar a cabo simulaciones para generar de esta manera predicciones, (c) un aparato adaptado para comparar las observaciones con las predicciones, (d) un aparato adaptado para aceptar el Modelo Terrestre inicial, generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado, con la condición de que las observaciones concuerden con las predicciones, (e) un aparato adaptado para ajustar el Modelo Terrestre inicial con la condición de que las observaciones no concuerden con las predicciones, y (f) un aparato adaptado para repetir (b) a (e) hasta que las observaciones concuerden con las predicciones; y un aparato de generación adaptado para generar el diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado, el aparato de generación incluye un aparato adaptado para obtener el Modelo Terrestre calibrado, el aparato adaptado para definir restricciones de operación para una operación de sitio de pozo, y un aparato adaptado para diseñar y generar el diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado y tales restricciones de operación.
77. Un método para generar un diseño de sitio de pozo, que comprende: diseñar un flujo de trabajo para un modelo terrestre; crear un Modelo Terrestre inicial basado en el flujo de trabajo adaptado para modelar las operaciones de terminación en un yacimiento de hidrocarburos; calibrar el Modelo Terrestre inicial generando de esta manera un Modelo Terrestre calibrado; y generar un diseño de sitio de pozo utilizando un Modelo Terrestre calibrado.
78. El método de la reivindicación 77, en donde las operaciones de terminación optimizadas incluyen un revestimiento de producción de cementación.
79. El método de la reivindicación 77, en donde las operaciones de terminación optimizadas incluyen estimular el pozo .
80. El método de la reivindicación 77, en donde las operaciones de terminación optimizadas incluyen la administración de arena.
81. El método de la reivindicación 77, en donde las operaciones de terminación optimizadas incluyen la administración de agua.