MX2011005108A - Sistemas y metodos para desarrollar dinamicamente planos de pozo de perforacion con un simulador de deposito. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan sistemas y métodos para desarrollar dinámicamente un plano de pozo de perforación con un simulador de depósito. Los sistemas y métodos desarrollan un plano para pozos de perforación múltiples con un simulador de depósito con base en el desempeño real y potencial del depósito.

Description

SISTEMAS Y METODOS PARA DESARROLLAR DINAMICAMENTE PLANOS DE POZO DE PERFORACION CON UN SIMULADOR DE DEPOSITO CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se relaciona de manera general con sistemas y métodos para desarrollar planos de pozo de perforación con un simulador de depósito. Más particularmente, la presente invención se relaciona con el desarrollo dinámicamente de un plano para pozos de perforación múltiples con un simulador de depósito con base en el desempeño del depósito real y potencial.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION En la industria de petróleo y de gas, la práctica actual en la planeación de un paquete de pozos múltiples para un campo no determina el lugar óptimo de los pozos de perforación y sus zonas de completado objetivo con base en la producción a partir del campo. En la práctica actual de la producción de petróleo o gas simulada desde un simulador de un depósito, los pozos se planean externos al simulador a través de un procedimiento manual utilizando mapas de resultado neto bidimensional u otras propiedades bidimensionales o, dentro de un modelo de depósito tridimensional, utilizando propiedades geológicas estáticas para guiar la selección. Un plano de pozo de perforación puede incluir: i) la geometría/trayectoria del pozo de REF: 219974 perforación; ii) conexiones de retenida de pozo de perforación a tuberías y sistemas de suministro; y iii) formación óptima de zonas de perforación con extracción verdadera a partir del flujo dinámico de petróleo, gas y agua .

En la patente de E.U.A. número 7,096,172, por ejemplo, la selección objetivo de pozo automatizado se basa en propiedades estáticas de la formación geológica. Las ubicaciones identificadas no se actualizan a partir del flujo de fluido de desempeño de depósito real, es decir, la extracción o inyección de petróleo, agua o gas. Se describen desventajas similares en "Optimal Field Development Planning of Well Locations with Reservoir Uncertainty" por A. S. Cullic, K. Narayanan y S. Gorell, en donde un componente del procedimiento de planeación es automatizado por optimización de movimiento de las zonas de perforación utilizando un simulador de depósito para evaluar la extracción en el campo. No obstante, este enfoque no resuelve la optimización y simultáneamente i) verificar los peligros de perforabilidad del pozo de perforación, y ii) calcular actualizaciones a x) geometría/trayectoria de pozo verdadero; y) conexiones de retenida a tuberías y sistemas de suministro; y z) formación óptima de zonas de perforación con extracción verdadera a partir de un flujo dinámico de petróleo, gas y agua. Este enfoque también requiere una simulación completada antes de actualización de las ubicaciones potenciales, lo cual es costoso en términos de recursos de computadora y tiempo.

Por lo tanto, existe la necesidad de un enfoque dinámico diferente para desarrollar un plano para pozos de perforación múltiples con un simulador de depósito que considere el desempeño de depósito real y potencial y que actualice el plano de pozo de perforación conforme se desarrolla. También existe necesidad de un enfoque nuevo para desarrollar un plano para pozos de perforación múltiples con un simulador de depósito que considere los peligros de pozo de perforación y que actualice el plano de pozo de perforación durante la corrida de la simulación.

SUMARIO DE LA INVENCION Por lo tanto, la presente invención satisface las necesidades anteriores y supera una o más deficiencias de la técnica anterior al proporcionar sistemas y métodos para desarrollar planos de pozo de perforación con un simulador de depósito con base en desempeño real o potencial del depósito.

En una modalidad, la presente invención incluye un método implementado en computadora para desarrollar planos de pozo de perforación con un simulador de depósito, que comprende: i) identificar celdas de rejilla conectada en un modelo de depósito reticulado que satisfaga un criterio de intervalo de filtro preseleccionado que comprende valores de desempeño de depósito; ii) crear un indicador de volumen drenable para cada grupo de celdas de rejilla conectadas que satisfaga el criterio de intervalo de filtro preseleccionado al eliminar las celdas de rejilla conectadas dentro de cada grupo de celdas de rejilla conectadas que no satisfagan una permeabilidad predeterminada mínima y una fracción de petróleo móvil dentro de un radio especificado; iii) calcular un valor de ajuste en un sistema de computadora para cada volumen drenable identificado por cada indicador de volumen drenable; iv) seleccionar cada volumen drenable que es un valor de ajuste hasta un valor de ajuste máximo predeterminado y designar cada volumen drenable seleccionado como una rejilla de intervalo de completado; y v) conectar rejillas de intervalo de completado contiguas en el sistema de computadora para formar uno o más intervalos de completado.

En otra modalidad, la presente invención incluye un dispositivo portador de programa para transportar instrucciones ejecutables en computadora para desarrollar planos de pozo de perforación con un simulador de depósito. Las instrucciones son ejecutables para implementar: i) identificar celdas de rejilla conectada en un modelo de depósito reticulado que satisfaga un criterio de intervalo de filtro preseleccionado que comprende valores de desempeño de depósito; ii) crear un indicador de volumen drenable para cada grupo de celdas de rejilla conectadas que satisfaga el criterio de intervalo de filtro preseleccionado al eliminar las celdas de rejilla conectadas dentro de cada grupo de celdas de rejilla conectadas que no satisfagan una permeabilidad predeterminada mínima y una fracción de petróleo móvil dentro de un radio especificado; iii) calcular un valor de ajuste en un sistema de computadora para cada volumen drenable identificado por cada indicador de volumen drenable; iv) seleccionar cada volumen drenable que es un valor de ajuste hasta un valor de ajuste máximo predeterminado y designar cada volumen drenable seleccionado como una rejilla de intervalo de completado; y v) conectar rejillas de intervalo de completado contiguas en el sistema de computadora para formar uno o más intervalos de completado .

En otra modalidad adicional, la presente invención incluye un método implementado por computadora para validar planos de pozos de perforación para pozos nuevos, que comprende: i) correr un simulador de depósito para cada pozo nuevo sobre un intervalo de tiempo; ii) calcular un valor limitante en un sistema de computadora para cada pozo nuevo; iii) seleccionar un límite de filtro; iv) eliminar cada pozo nuevo con un valor límite fuera del límite de filtro; v) clasificar cada pozo nuevo que no es eliminado; y vi) seleccionar un mejor pozo nuevo a partir de los pozos nuevos clasificados .

En otra modalidad adicional, la presente invención incluye un dispositivo portador de programa que tiene instrucciones ejecutables en computadora para validar planos de pozo de perforación para pozos nuevos. Las instrucciones son ejecutables para implementar: i) correr un simulador de depósito para cada pozo nuevo sobre un intervalo de tiempo; ii) calcular un valor limitante en un sistema de computadora para cada pozo nuevo; iii) seleccionar un límite de filtro; iv) eliminar, cada pozo nuevo con un valor limitante fuera del límite de filtro; v) clasificar cada pozo nuevo que no es eliminado; y vi) seleccionar un mejor pozo nuevo a partir de los pozos nuevos clasificados.

Los aspectos, ventajas y modalidades adicionales de la invención se volverán evidentes para aquellos expertos en el ámbito a partir de la siguiente descripción de las diversas modalidades y figuras relacionadas.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS La presente invención se describe a continuación con referencia a las figuras anexas en las cuales los elementos similares se hace referencia con números de referencia similares, y en los cuales: La figura 1 es un diagrama de bloques que ilustra un sistema para implementar la presente invención.

La figura 2A es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de un método para implementar la presente invención .

La figura 2B es una continuación del método que se ilustra en la figura 2A.

La figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra otra modalidad de un método para implementar la presente invención .

La figura 4 es una presentación de un plano de pozo de perforación desarrollado de acuerdo con el método que se ilustra desde la figura 2A hasta la figura 2B.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCIÓN La materia objeto de la presente invención se describe con especificidad, no obstante, la descripción en si misma no debe considerarse como limitante del alcance de la invención. La materia objeto por lo tanto también se puede constituir de otras maneras para incluir etapas o combinaciones de etapas diferentes similares a las descritas en la presente, junto con otras tecnologías actuales o futuras. Además, aunque el término "etapa" se puede utilizar en la presente para describir elementos diferentes de los métodos usados, el término no debe interpretarse que implique un orden particular entre o dentro de las diversas etapas descritas en la presente a menos que se limite de manera expresa en otro sentido por la descripción a un orden particular.

DESCRIPCION DEL SISTEMA La presente invención se puede iraplementar a través de un programa de instrucciones ejecutable en computadora tal como módulos de programa, denominados generalmente como aplicaciones de programa "software" o programas de aplicación ejecutados por una computadora. El programa puede incluir, por ejemplo, rutinas, programas, objetos, componentes y estructuras de datos que realizan tareas particulares o que implementan tipos de datos abstractos particulares. El programa forma una interconexión para permitir que la computadora reaccione de acuerdo con una fuente de entrada o instrucciones. NEXUSMR, el cual es una aplicación de programa comercial comercializada por Landmark Graphics Corporation se puede utilizar como una aplicación de interconexión para implementar la presente invención. El programa también puede cooperar con otros segmentos de código para iniciar una diversidad de tareas en respuesta a los datos recibidos junto con la fuente de los datos recibidos. El programa se puede almacenar y/o se puede llevar a cabo en una diversidad de medios de memoria tal como CD-ROM, disco magnético, memoria de burbuja y memoria semiconductora (por ejemplo varios tipos de RAM o ROM) . Además, el programa y sus resultados se pueden transmitir sobre una diversidad de medios portadores tales como fibra óptica, alambre metálico, espacio libre y/o a través de cualquiera de una diversidad de redes tales como la Internet .

Además, los expertos en el ámbito apreciarán que la invención se puede llevar a la práctica con una variedad de configuraciones de computadora-sistema que incluyen dispositivos portátiles, sistemas de microprocesador, circuitos electrónicos basados en microprocesador o programables por el consumidor, minicomputadoras , computadoras de infraestructura y similares. Cualquier número de sistemas de computadora y redes de computadora son aceptables para uso dentro de la presente invención. La invención se puede llevar a la práctica en ambientes de computadoras distribuidas en donde las tareas se realizan por dispositivos de procesamiento remoto que están relacionados a través de una red de comunicaciones. En un ambiente de computación distribuida, los módulos de programa se pueden localizar en medios de almacenamiento de computadora tanto locales como remotos que incluyen dispositivos de almacenamiento de memoria. Por lo tanto, la presente invención se puede implementar en relación con diversos elementos físicos, programas o una combinación de los mismos en un sistema de computadora u otro sistema de procesamiento.

Con referencia ahora a la figura 1, se ilustra un diagrama de bloques de un sistema para implementar la presente invención en una computadora. El sistema incluye una unidad de cálculo, algunas veces denominada como sistema de computación, el cual contiene memoria, programas de aplicación, una interconexión con un cliente y una unidad de procesamiento. La unidad de cálculo es únicamente un ejemplo de un ambiente de cálculo adecuado y no se pretende que sugiera limitación alguna respecto al alcance de uso o la funcionalidad de la invención.

La memoria principalmente almacena los programas de aplicación los cuales también se pueden describir como módulos de programas que contienen instrucciones ejecutables en computadora, ejecutados por la unidad de cálculo para implementar los métodos que se describen en la presente y que se ilustran desde la figura 2A hasta la figura 3. Por lo tanto la memoria incluye un módulo de planeación de pozo de perforación, el cual habilita los métodos ilustrados y descritos con referencia desde la figura 2A hasta la figura 3 y NEXUSMR.

Aunque la unidad de cálculo se muestra con una memoria generalizada, la unidad de cálculo típicamente incluye una diversidad de medios legibles en computadora. A modo de ejemplo, y no como limitación, los medios legibles en computadora pueden comprender un medio de almacenamiento en computadora y medios de comunicación. La memoria de sistema de cálculo puede incluir un medio de almacenamiento en computadora en forma de memoria volátil y/o no volátil tal como una memoria de solo lectura (ROM, por sus siglas en inglés) y una memoria de acceso aleatorio (RAM) . Un sistema de entrada/salida básico (BIOS, por sus siglas en inglés) que contiene las rutinas básicas que ayudan a la transferencia de información entre elementos dentro de la unidad de cálculo, tal como durante el arranque, típicamente se almacena en una ROM. La RAM típicamente contiene datos y/o módulos de programa que son accesibles inmediatamente y/o que actualmente están siendo operados por la unidad de procesamiento. A modo de ejemplo y no como limitación, la unidad de cálculo incluye un sistema operativo, programas de aplicación, otros módulos de programa y datos de programa.

Los componentes que se muestran en la memoria también se pueden incluir en otros medios de almacenamiento de computadora separables/no separables, volátiles/no volátiles. A modo de ejemplo únicamente, una unidad de disco duro puede leer desde o escribir a un medio magnético no separable, no volátil, una unidad de disco magnético puede leerse o escribirse a un disco magnético separable, no volátil y una unidad de disco óptico puede leer desde o escribir a un disco óptico separable, no volátil tal como un CD ROM u otro medio óptico. Otros medios de almacenamiento en computadora separables/no separables, volátiles/no volátiles que se pueden utilizar en el ambiente de operación ejemplar pueden incluir pero no se limitan a casetes de cinta magnética, tarjeta de memoria instantánea, discos versátiles digitales, cinta de video digital, RAM en estado sólido, ROM en estado sólido y similares. Las unidades y sus medios de almacenamiento de computadora asociados descritos en lo anterior por lo tanto almacenan y/o transportan instrucciones legibles en computadora, estructuras de datos, módulos de programa y otros datos para la unidad de cálculo.

Un cliente puede introducir instrucciones e información en una unidad de cálculo a través de una interconexión cliente, la cual puede introducir dispositivos tales como un teclado y un dispositivo para apuntar, denominado comúnmente como un ratón, una rueda de desplazamiento (trackball) o un tapete táctil (touch pad) . Los dispositivos de introducción pueden incluir un micrófono, una palanca de mangos, un disco de satélite, un explorador o similar .

Estos y otros dispositivos de entrada con frecuencia se conectan a la unidad de procesamiento a través de la interconexión cliente que se acopla a un enlace común de sistema, pero se pueden conectar por otras estructuras de interconexión y enlace común tal como un puerto paralelo o un enlace común en serie universal (USB, por sus siglas en inglés) . Un monitor u otro tipo de dispositivo de presentación se puede conectar al enlace común del sistema por medio de una interconexión, tal como una interconexión de video. Además del monitor, las computadoras también pueden incluir otros dispositivos de salida periférica tales como altavoces e impresora, los cuales se pueden conectar a través de una interconexión periférica de salida. .-%·- Aunque no se muestran muchos otros componentes internos de la unidad de cálculo, aquellos habitualmente expertos en el ámbito apreciarán que tales componentes y su interconexión son bien conocidos.

DESCRIPCION DE METODO La siguiente descripción se separa en dos etapas : i) clasificación/diseño; y ii) validación. Cada etapa puede ser procesada dentro de un simulador de depósito como NEXUSMR, no obstante, la clasificación y la etapa de diseño se pueden procesar fuera del simulador antes de que se validen los resultados con el simulador.

Con referencia ahora a la figura 2A, el método 200A es el inicio de la etapa de clasificación/diseño.

En la etapa 202, se selecciona el criterio de intervalo de filtro. Se puede seleccionar uno o más criterios de intercambio de filtro tales como, por ejemplo: i) enlaces en el volumen de petróleo o gas; ii) permeabilidad; iii) saturación de fluido; iv) permeabilidad de fase; v) transmisibilidad mínima; vi) permeabilidad mínima; vii) SO y/o SG mínimos; viii) GOR máximo; ix) WCUT máximo; x) SO o SG móvil mínimo; y xi) índice de susceptibilidad de inyección mínimo para pozos de inyección.

En la etapa 204, las celdas de rejilla conectadas que satisfagan los criterios de intervalo de filtro seleccionados se identifican, por ejemplo, en una pantalla. En la figura 4, la pantalla 400 es una sección transversal vertical tridimensional que ilustra diversos pozos de perforación 402, 404, 406 que pasan a través de un modelo de depósito reticulado. Estos pozos de perforación se denominan comúnmente como pozos desviados y horizontales. Las áreas sombreadas identifican pago de depósito potencial, los cuales están conectados a la celda de rejilla que satisfacen los criterios de intervalo de filtros adicionados. En la pantalla 400, por ejemplo, las celdas 408 de rejilla conectadas satisfacen los criterios de intervalo de filtro.

En la etapa 206, se crea un indicador de volumen drenable para cada grupo de celdas de rejilla conectadas identificadas en la etapa 204. Para cada grupo de celda de rejilla conectadas se genera un indicador de volumen drenable al eliminar las celdas de rejilla dentro del grupo de celdas de rejilla conectadas que no satisfagan una permeabilidad predeterminada mínima y una fracción de petróleo móvil dentro de un radio especificado. Cada indicador de volumen drenable define los parámetros de un volumen drenable dentro del depósito .

En la etapa 208, se determina si los volúmenes drenables identificados por cada indicador de volumen drenable en la etapa 206 se puede almacenar. Si los volúmenes drenables se pueden clasificar, entonces el método 200A avanza a la etapa 210. Si los volúmenes drenables deben ser clasificados, entonces el método 200A avanza a la etapa 214.

En la etapa 210, el valor verdadero de petróleo en el lugar o gas en el lugar se calcula para cada volumen drenable. Las técnicas de algoritmo para calcular el valor verdadero de petróleo en lugar o de gas en el lugar son bien conocidos en el ámbito. El valor verdadero de petróleo en el lugar para simulaciones de petróleo negro de composición o incrementados se deben calcular, por ejemplo, como una suma del petróleo en las fases líquida y gaseosa. Una entrada para el cálculo es el radio de drenaje para cada pozo.

En la etapa 212, los volúmenes drenables se clasifican de alto o bajo utilizando el valor verdadero para petróleo en el lugar o gas en el lugar calculado en la etapa 210 para cada volumen drenable, y cada volumen drenable dentro de un petróleo en el lugar o gas en el lugar calculado que es menor que un volumen predeterminado de petróleo en el lugar o gas en el lugar, es eliminado. La clasificación y eliminación de los volúmenes drenables de esta manera es opcional dependiendo de si los volúmenes drenables deben satisfacer un volumen predeterminado preferido de petróleo en el lugar o gas en el lugar.

En la etapa 214, se calcula un valor de ajuste para cada volumen drenable con base en i) una distancia desde un límite, tal como un contacto de fluido (contacto agua-petróleo) , una falla geológica o un límite geológico superior; y ii) una tortuosidad de un volumen conectado, el cual se relaciona con la resistencia a un flujo sobre la distancia. El valor de ajuste se calcula al utilizar un Random alker a través del campo de permeabilidad o una densidad dentro del campo de velocidad a partir de soluciones de presión múltiples. La distancia Random Walker al límite es un indicador para la trayectoria de flujo tortuoso de fluidos a un límite de volumen drenable. De igual manera, la densidad dentro del campo de velocidad es un indicador para la trayectoria tortuosa de fluidos a un límite de volumen drenable. La distancia Random Walker y la densidad dentro del campo de velocidad son ambos bien conocidos en el ámbito como indicadores para la trayectoria tortuosa de fluidos a un límite de volumen drenable.

Con referencia ahora a la figura 2B, el método 200B es una continuación del método 200A para implementación de la etapa de clasificación/diseño .

En la etapa 216, los volúmenes drenables se clasifican con base en cada valor de ajuste para los volúmenes drenables calculados en la etapa 214. Los volúmenes de drenaje por lo tanto se pueden clasificar desde un valor de ajuste más alto a un valor de ajuste más bajo o viceversa.

En la etapa 218, los volúmenes drenables que tienen un valor ajustado de hasta un valor de ajuste máximo predeterminado se seleccionan y cada uno se designa como una rejilla de intervalo de completado en la pantalla 400. Como se muestra en la pantalla 400, las rejillas de intervalo de completado múltiples (410, 412, 414, 416, 418, 420, 422, 424, 426, 428, 430, 432, 434, 436, 438, 440, 442) están representadas por las celdas de rejilla conectadas sombreadas que están unidas por una línea única.

En la etapa 220, cada rejilla de intervalo de completado contiguo se conecta para formar intervalos de completado para pozos posibles. Cada rejilla de intervalo de completado incluye bloques de rejilla múltiples. Cada bloque de rejilla incluye muchas propiedades de bloque de rejilla las cuales pueden incluir información de velocidad. En la pantalla 400, se representa un intervalo de completado por el grupo contiguo de las rejillas de intervalo de completado 416, 418. Otro intervalo de completado se representa por el grupo contiguo de rejilla de intervalo de completado 424, 426, 428, 430, 432, 434. Además, un tercer intervalo de completado está representado por el grupo contiguo de rejillas de intervalo de completado 436, 438. De igual manera, las rejillas de intervalo de completado no contiguas (401, 412, 414, 420, 422, 440, 442) representan cada una un intervalo de completado independiente. Cada intervalo de completado representa una trayectoria potencial para pozo de perforación .

En la etapa 222, se generan geometrías de pozo (es decir, pozos de perforación potenciales que se pueden conectar, intervalos de completado en pozos perforables) dentro de limitaciones predeterminadas - las cuales pueden incluir características de pozo tales como, por ejemplo: i) selección de un tipo de pozo tal como vertical, horizontal, desviado, o multilateral; ii) longitud lateral de pozo; iii) radio de giro; iv) punto de extracción; v) buje Kelly; vi) elevación/ubicación; vii) ubicaciones del nodo de conexión de superficie; viii) separación de pozo y número de pozo; ix) ubicación de fallas y límites de fluido, x) radio para volumen de drenaje, xi) factor de ponderación para QMAX y OIP; y xii) plataforma, centro de recavación y ubicaciones de los centros de perforación. El uso de estas características y otros, para generar pozos de perforación es bien conocido en el ámbito. No obstante, el uso de estas características y otros indicadores de peligro de pozos de perforación para desarrollar y actualizar un plano para pozos de perforación múltiples con un simulador de depósito no es bien conocido en el ámbito.

En la etapa 224, se determina si un optimizador matemático se prefiere para desarrollar diferentes combinaciones de pozos de perforación para conectar tantos de los intervalos de completado como se pueda. Si se prefiere un optimizador matemático, entonces el método 200B avanza a la etapa 226. Si no- se prefiere un optimizador matemático, entonces el método 200B avanza a la etapa 228.

En la etapa 226 se utiliza un optimizador matemático para optimizar una función objetiva de criterios múltiples la cual puede incluir técnicas bien conocidas en el ámbito para maximizar la conexión de intervalos de completado utilizando combinaciones diferentes de pozos y pozos de perforación, sometido a las limitaciones predeterminadas de geometría de pozo en la etapa 222 mientras se minimizan los costos de perforación de cada pozo anticipado.

En la etapa 228 se desarrollaron (planearon) combinaciones diferentes de pozos y pozos de perforación mediante conexión como muchos intervalos de completado como se pudieran utilizando los volúmenes drenables seleccionados en la etapa 218, sometido a las limitaciones predeterminadas de geometría de pozo en la etapa 222 y su valor de ajuste clasificado en la etapa 216. En la pantalla 400, los pozos de perforación 402, 404 y 406 se generan con respecto a las limitaciones predeterminadas de geometría de pozo. Los intervalos de completado 412, 414 no se incluyen en la trayectoria de pozo de perforación (402, 404, 406) potencialmente debido a las limitaciones predeterminadas de geometría de pozo en la etapa 222 y/o potencialmente debido a que su valor de ajuste no está clasificado lo suficientemente alto o bajo. De manera alternativa, los intervalos de completado 412, 414 pueden no haber sido incluidos en una trayectoria de pozo de perforación (402, 404, 406) debido a los resultados en la etapa 226. Debido a las limitaciones predeterminadas de geometría de pozo de etapa 222 y/o a los resultados en la etapa 226 se utilizan tres (3) pozos separados en la superficie para producir los pozos de perforación respectivos 402, 404 y 406 en la figura 4.

En la etapa 230, se determina si la validación de los pozos dentro del simulador se prefiere. Si no se prefiere la validación, entonces el método 200B finaliza. Si se prefiere la validación, entonces el método 200B continúa a la etapa 302 en la figura 3.

Con referencia ahora a la figura 3, el método 300 es una continuación del método 200B para implementar la etapa de validación.

En la etapa 302, el simulador se corre una primera vez para los pozos nuevos representados por los pozos de perforación 402, 404 y 406 en la pantalla 400 sobre un intervalo de tiempo preferido. El intervalo de tiempo preferiblemente se predetermina por el usuario con base en criterios subjetivos.

En la etapa 304, se calcula una solución de presión en el sistema utilizando los pozos nuevos. La solución de presión se calcula al calcular las líneas de corriente utilizando técnicas bien conocidas en el ámbito.

En la etapa 306, la solución de presión en la etapa 304 se utiliza para calcular el petróleo o gas totales que se pueden producir para cada pozo nuevo dentro del intervalo de tiempo utilizando técnicas bien conocidas en el ámbito.

En la etapa 308, la tasa de petróleo para la diferencia de presión de pozo de perforación respecto a depósito, GOR, WCUT y potencial de flujo de entrada (índice de productividad) se calculan dentro del intervalo de tiempo para cada pozo nuevo.

En la etapa 310, los resultados calculados en la etapa 306 y 308 se utilizan como valores limitantes para los pozos nuevos para eliminar pozos nuevos con valores limitantes fuera de los límites de filtro especificados.

En la etapa 312, la clasificación de los pozos nuevos remanentes y la selección de los mejores pozos nuevos utilizando una clasificación de petróleo conectado drenable en el lugar, después una clasificación de una velocidad de petróleo máxima/diferencial de presión y después aplicando un factor de ponderación.

En la etapa 316, se avanza con la simulación utilizando los mejores pozos nuevos.

Aunque la presente invención se ha descrito en relación con las modalidades actualmente preferidas, se entenderá por aquellos expertos en el ámbito que no se pretende limitar la invención a estas modalidades. La presente invención, por ejemplo, no se limita a pozos de petróleo y gas, sino que es aplicable a la perforación de pozos subterráneos en otros contextos, por ejemplo para eliminación de contaminantes, extracción de dulce y captación de carbono. Por lo tanto se contempla que> las diversas modalidades y modificaciones alternativas se pueden realizar a las modalidades que se han descrito sin por esto apartarse del espíritu y alcance de la invención definida por las reivindicaciones anexas y equivalentes a las mismas.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (20)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método implementado en computadora para desarrollar planos de pozo de perforación con un simulador de depósito, caracterizado porque comprende: identificar celdas de rejilla conectadas en un modelo de depósito reticulado que satisface un criterio de intervalo de filtro preseleccionado que comprende valores de desempeño de depósito; crear un indicador de volumen drenable para cada grupo de celda de rejilla conectadas que satisfacen el criterio de filtro preseleccionado al eliminar celdas de rejilla conectadas dentro de cada grupo de celdas de rejilla conectadas que no satisfacen una permeabilidad predeterminada mínima y una fracción de petróleo móvil dentro de un radio especificado; calcular un valor de ajuste para cada volumen drenable identificado por cada indicador de volumen drenable; seleccionar cada volumen drenable que tiene un valor de ajuste de hasta un valor de ajuste máximo predeterminado y diseñar cada volumen drenable seleccionado como una rejilla de intervalo de completado; y conectar rejillas internas de completado contiguas de uno o más intervalos de completado .

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los valores de desempeño de depósito son valores de desempeño de depósito reales o potenciales.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada valor de ajuste se calcula con base en una distancia desde un límite y una tortuosidad de un volumen conectado.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además clasificar cada volumen drenable con base en cada valor de ajuste respectivo.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque comprende además generar geometría de pozo de perforación dentro de una o más limitaciones predeterminadas.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque comprende además desarrollar un plano de pozo de perforación al maximizar la conexión de uno o más intervalos de completado, someter a las geometrías de pozo de perforación, utilizando los volúmenes drenables seleccionados y su valor de ajuste respectivo.

7. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque comprende además desarrollar un plano de pozo de perforación al maximizar la conexión de uno o más intervalos de completado, someter a las geometrías de pozo de perforación y minimizar el costo para perforar cada pozo de perforación.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además calcular un valor verdadero de petróleo en el lugar o gas en el lugar para cada volumen drenable.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque comprende además: clasificar cada volumen drenable utilizando un valor verdadero calculado de petróleo en el lugar o gas en el lugar para cada volumen drenable; y eliminar cada volumen drenable en donde el valor verdadero calculado de petróleo en el lugar o de gas en el lugar es menor que un volumen predeterminado de petróleo en el lugar o gas en el lugar.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además validar cada plano de pozo de perforación con el simulador de depósito .

11. Un dispositivo portador de programa, caracterizado porque transporta las instrucciones ejecutables en computadora para desarrollar planos de pozo de perforación con un simulador de depósito, las instrucciones se pueden ejecutar para implementar: identificar celdas de rejilla conectadas en un modelo de depósito reticulado que satisfaga un criterio de intervalo de filtro preseleccionado que comprende valores de desempeño de depósito; crear un indicador de volumen drenable para cada grupo de celdas de rejilla conectadas que satisfaga el criterio de intervalo de filtro preseleccionado al eliminar las celdas de rejilla conectadas dentro de cada grupo de celdas de rejilla conectadas que no satisfagan una permeabilidad predeterminada mínima y una fracción de petróleo móvil dentro de un radio especificado; calcular un valor de ajuste para cada volumen drenable identificado por cada indicador de volumen drenable; seleccionar cada volumen drenable que tiene un valor de ajuste hasta un valor de ajuste máximo predeterminado y diseñar cada volumen drenable seleccionado como una rejilla de intervalo de completado; y conectar rejillas internas de completado contiguas para formar uno o más intervalos de completado.

12. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque los valores de desempeño de depósito son valores de desempeño de depósito reales o potenciales.

13. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque cada valor de ajuste se calcula con base en una distancia desde un límite y una tortuosidad de un volumen conectado.

14. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además clasificar cada volumen drenable con base en cada valor de ajuste respectivo.

15. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque comprende además generar geometrías de pozo de perforación dentro de una o más limitaciones predeterminadas.

16. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque comprende además desarrollar un plano de pozo de perforación al maximizar la conexión de uno o más intervalos de completado, someter a las geometrías de pozo de perforación, utilizando los volúmenes drenables seleccionados y su valor de ajuste respectivo.

17. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque comprende además desarrollar un plano de pozo de perforación al maximizar la conexión de uno o más intervalos de completado, someter a las geometrías de pozo de perforación y minimizar el costo de perforación de cada pozo de perforación .

18. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además calcular un valor verdadero de petróleo en el lugar o gas en el lugar para cada volumen drenable.

19. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque comprende además : clasificar cada volumen drenable utilizando un valor verdadero calculado de petróleo en el lugar o gas en el lugar para cada volumen drenable; y eliminar cada volumen drenable en donde el valor verdadero calculado de petróleo en el lugar o gas en el lugar es menor que un volumen predeterminado de petróleo en el lugar o gas en el lugar.

20. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además validar cada plano de pozo de perforación con el simulador de depósito.