MX2008011685A - Metodo y aparato para fracturacion hidraulica y monitorizacion. - Google Patents

Abstract

Se describe una técnica que es útil con un pozo e incluye el despliegue de una unidad en un agujero. La unidad incluye por lo menos un sensor. Se inyecta un fluido de fracturación a presión en el agujero para fracturar hidráulicamente una formulación subterránea que interese. La técnica incluye aislar el sensor de la fracturación y medir la energía acústica que se genera por la fracturación hidráulica utilizando el o los sensores.

Description

METODO Y APARATO PARA FRACTURACION HIDRAULICA Y MONITORIZACION ANTECEDENTE El tema de la presente invención se refiere a un método y aparato para fracturación hidráulica y monitorización .

La fracturación hidráulica es utilizada para incrementar la conductividad de una formación subterránea para la recuperación o producción de hidrocarburos y para permitir la inyección de fluidos hacia la formación subterránea o hacia los pozos de inyección. En una operación de fracturación hidráulica normal, un fluido de fracturación es inyectado a presión hacia la formación a través del agujero. El material particulado conocido como agente sustentante puede ser adicionado al fluido de fracturación y depositado en la fractura a medida que es formado para mantener abierta la fractura después de que la presión de fracturación hidráulica es liberada.

A medida que el fluido de fracturación hidráulica es entregado desde la superficie a la formación subterránea a través del agujero, es importante que el fluido presurizado para la fracturación sea dirigido hacia la formación o formaciones de interés. Normalmente, la formación o formaciones subterráneas son fracturadas hidráulicamente ya sea a través de perforaciones en un agujero de pozo revestido o en una sección aislada del agujero de pozo abierto. Una consideración importante para la fracturación para la producción de hidrocarburo o disposición de desechos es dirigir la fractura hacia una formación deseada. La orientación de la fractura hidráulica es controlada mediante las características de la formación y el régimen de tracción en la formación. Es importante monitorizar la fractura a medida que está siendo formada para asegurar que no se extiende más allá de la zona propuesta y tiene la extensión y orientación deseadas .

Es sabido que las operaciones de fracturación hidráulica en un agujero generan actividad sísmica significativa como un resultado del crecimiento de la fractura hacia una formación subterránea. El fluido inyectado a presión hacia una formación subterránea provoca un aumento de presión hasta que se excede la tracción in-situ en una formación subterránea, dando como resultado las fracturas en la formación que se extienden alguna distancia desde el agujero. Esta fracturación de la formación crea una serie de pequeños "micro-terremotos" conocidos como micro sismos. Estos micro sismos localizados, distintos ocurren durante el crecimiento de las fracturas, y la amplitud de la energía sísmica o acústica (ondas de compresión ("P") y ondas cortantes ("S") ) son generadas con suficiente amplitud significativa para ser detectada por los sensores a distancia. Por consiguiente, ' detectando y grabando las ondas P y S y sus respectivos tiempos de llegada a cada uno de los sensores, las señales acústicas pueden ser procesadas de acuerdo con metodología conocida de monitorización de terremotos o sismos para determinar la posición de los micro sismos.. Un método para determinar la orientación de las fracturas que resultan de las operaciones de fracturación hidráulica se describe en la Patente E.U.A. No. 6,985,816, incorporada a la presente para referencia.

Un método conocido para monitorizar la localización y tamaño de una fractura hidráulica es llamado trazado micro sísmico. En este método, un segundo pozo contrarrestante es utilizado para monitorizar las actividades de fracturación hidráulica en el tratamiento o inyección primaria del pozo. En el trazado micro sísmico, una pluralidad de sensores acústicos (por ejemplo, geofonos) son colocados en un pozo contrarrestante que se va a fracturar. Estos sensores en el pozo contrarrestante son utilizados para grabar señales que resultan de los micro sismos provocados por la tracción inducida en las formaciones de la superficie subterránea mediante el aumento de la presión del fluido de la fractura hidráulica en el pozo en tratamiento o de inyección.

Ejemplos para monitorización micro sísmica se describen en la Patente E.U.A. No. 5,771,170 de Withers, et al. Y la Patente E.U.A. No. 5,996,726 de Sorrels y Warpinski. En estos métodos, la localización de fracturas dentro de un pozo de inyección es monitorizada en pozos de monitorización con instrumentos separados utilizando señales acústicas que resultan de episodios micro sísmicos provocados por la actividad de fracturación en el pozo de inyección. Los pozos de monitorización especializados separados sin embargo adicionan gastos significativos a estos métodos. Se han hecho esfuerzos limitados para utilizar dispositivos desplegados en pozos tratados o de inyección para la monitorización micro sísmica en pozos tratados o inyectados. En la Patente E.U.A. No. 6,935,424, se describe un método para mitigar el riesgo de efecto adverso en la productividad de hidrocarburo (es decir tamizado) durante la fracturación monitorizando el proceso de fracturación. El método utiliza medidores de inclinación acoplados al revestimiento o pared del agujero en el pozo sometido a fracturacion hidráulica para medir mecánicamente la deformación, la medición de la deformación se utiliza para deducir las dimensiones de la fractura. En este método sin embargo el acoplamiento de los medidores de inclinación es menos que deseable en el revestimiento o pared del agujero impacta de manera significativa la exactitud de las dimensiones deducidas. En la Patente E.U.A. No. 5,503,225 los sensores acústicos son desplegados en un pozo de inyección para la monitorización micro sísmica. Los sensores son aislados en el anillo del pozo de inyección residual, con los sensores en general siendo unidos a la sarta de tubería. En esa configuración sin embargo el ruido acústico en la tubería pozo abajo provocado por la inyección de fluido será detectado por un sistema y probablemente enmascarará de manera significativa cualquier episodio micro sísmico detectado. Aunque estos métodos eliminan la necesidad y costo de los pozos de monitorización especializada, las limitaciones de cada uno impiden su uso para distinguir con exactitud episodios micro sísmicos.

De esta manera, hay una continua necesidad de mejores formas para monitorizar de manera confiable y exacta las operaciones de fracturacion hidráulica e inyección.

COMPENDIO En una modalidad de la invención, una técnica que es útil con un pozo incluye desplegar una unidad en un agujero. La unidad incluye por lo menos un sensor. Un fluido de fracturación es inyectado a presión hacia el agujero para fracturar hidráulicamente una formación subterránea de interés. La técnica incluye medir la energía acústica que es generada por la fracturación hidráulica utilizando el o los sensores.

En otro modalidad de la invención, un aparato para utilizarse en un pozo incluye una unidad que tiene un cuerpo de herramienta con por lo menos un sensor de energía acústica que está colocado en él. La unidad también incluye un dispositivo de aislamiento para aislar el sensor de energía acústica de una operación de fractura hidráulica.

Las ventajas y otras características de la invención serán evidentes en los siguientes dibujos, descripción y reivindicaciones .

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es un pozo de acuerdo con una modalidad de la invención .

La Figura 2 es un diagrama esquemático de una sonda sensora de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 3 es un diagrama de flujo representando una técnica para monitorizar la energía acústica que es generada por la fracturación hidráulica de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 4 es un diagrama de flujo representando una técnica para realizar fracturación hidráulica en diferentes zonas de un pozo y monitorizar la fracturación de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 5 es un diagrama de flujo representando una técnica para monitorizar la energía acústica que es generada por la fracturación hidráulica de acuerdo con una modalidad de la invención.

DESCRIPCION DETALLADA Refiriéndonos a la Fig. 1, de acuerdo con una modalidad de la invención, un pozo 8 incluye sensores de energía acústica 160 que están ubicados pozo abajo con el propósito de monitorizar la energía acústica que es generada por la fracturación hidráulica. Los sensores 160 pueden estar aislados de una formación de interés 60 en la cual ocurre la fracturación hidráulica. Debido al aislamiento, el ruido de flujo atribuible a la operación de fracturación no afecta las mediciones de los sensores 160, y además, los sensores 160 están protegidos del impacto del tratamiento de la fractura.

De cuerdo con algunas modalidades de la invención, los sensores 160 son parte de las sondas sensoras 120 (las sondas sensoras 120i, 1202, y 1203, siendo representados como ejemplos en la Fig. 1) de una unidad de monitorización de agujero 10 de una unidad de agujero pozo abajo 100. En adición a la unidad de monitorización del agujero 10, la unidad del agujero 100 incluye de manera opcional un dispositivo de aislamiento, como puede ser un dispositivo de aislamiento 50 (un empacador ajustado por compresión, un empacador ajustado mecánicamente, un empacador ajustado hidráulicamente, un empacador ajustado por peso, vejiga hinchable, obturador, etc, son solo algunos ejemplos) , con el propósito de aislar las sondas sensoras 120 (y de esta forma, los sensores 160) de la operación de fracturación .

La unidad del agujero 100 puede ser corrida hacia el pozo 8 utilizando uno de los muchos mecanismos de transporte, como puede ser una sarta tubular 30 que se representa en la Fig. 1. Como un ejemplo más especifico, la sarta 30 puede ser una tubería enrollada.

En general, un sistema de adquisición de superficie 80 puede estar en comunicación con la unidad de monitorización del agujero 100 por medio de una linea de comunicación 40, como puede ser una línea alámbrica, slickline, fibra óptica o una correa de fibra óptica. La correa de fibra óptica se refiere a fibras ópticas desplegadas dentro de una cubierta protectora o tubería protectora de diámetro pequeño. Un ejemplo de un sistema para procesar y recibir datos que puede servir como el sistema de adquisición de superficie 80 es descrito en la Patente E.U.A. No. 6, 552, 665, la cual se incorpora a la presente en su totalidad. La línea de comunicación 40 puede estar contenida o desplegada en la sarta 30 para proporcionar comunicación desde el sistema control de la superficie a la unidad de monitorización del agujero 100 o comunicación desde la unidad de monitorización del agujero 100 al sistema control de la superficie o ambos. La comunicación y/o energía pueden ser proporcionadas mediante las líneas de comunicación 40, dependiendo de la modalidad particular de la invención.

La unidad de monitorización del agujero 10 puede ser cualquier unidad o herramienta, que sea adecuada para monitorizar señales acústicas en un agujero. De acuerdo con algunas modalidades de la invención, cada sonda 120 de la unidad de monitorización del agujero 10 puede ser un sensor similar a la sonda que se describe en la Patente E.U.A. No. 6, 170, 601, la cual se incorpora a la presente en su totalidad para referencia.

La Fig. 2 representa una modalidad ejemplar de la sonda 120 de acuerdo con algunas modalidades de la invención. En general, la sonda 120 incluye un cuerdo de herramienta 124, que tiene una cavidad 120 en una abertura en la pared del cuerpo de la herramienta 124. La cavidad 124 recibe un paquete sensor de energía acústica 140, que es colocado en la cavidad 130 y está montado en montajes resilientes 150 (resortes, por ejemplo) para presionar el paquete sensor acústico 140 contra la pared del agujero (o sarta de revestimiento 22, si el pozo está revestido) , aislando los sensores 160 del paquete 16 de las alteraciones de presión transportadas por fluido. La sonda 120 puede incluir tres de los sensores 160, cada uno de los cuales detecta energía acústica a lo largo de un eje diferente (ejes x, y o z) . Refiriéndonos a la Fig. 2 junto con la Fig. 1, la sonda 120 también puede incluir un brazo 136 que es activado para presionar la soda 120 contra la pared del agujero (o sarta de revestimiento 22, si el pozo 10 está revestido) con el propósito de colocar los sensores 160 en la proximidad de del agujero o sarta de revestimiento 22.

Refiriéndonos nuevamente a la Fig. 1, como se observa anteriormente, el pozo 8 puede ser revestido (por medio de la sarta de revestimiento 22) o sin revestir, dependiendo de la modalidad particular de la invención, si está instalada, la sarta de revestimiento 22 se puede extender desde la superficie a lo largo de la longitud completa de un agujero de pozo 20, o únicamente a lo largo de una parte del agujero del pozo 20. Además, de acuerdo con otras modalidades de la invención, el agujero de pozo 20 en el cual la unidad del agujero 100 es desplegada puede estar en un agujero de pozo lateral o desviado. En algunas modalidades en un agujero de pozo lateral o desviado, se puede usar un tractor para desplegar la unidad del agujero 100. Además, el pozo 10 puede ser un pozo subterráneo o submarino, dependiendo de la modalidad particular de la invención. De esta manera, son posibles muchas variaciones y están dentro del campo de las reivindicaciones anexas.

En el estado del pozo que se representa en la Fig. 1, el pozo 8 ha sido perforado en un viaje anterior por medio de una pistola perforadora para formar las perforaciones correspondientes en la sarta de tubería 22 y los correspondientes túneles de perforación 61, los cuales se extienden hacia la formación de interés 60.

La unidad del agujero 100 es desplegada en el pozo con el propósito de fracturar hidráulicamente y monitorizar la fracturacion. La fracturacion hidráulica puede ser deseada o realizada para una variedad de propósitos, como puede ser pero no limitado a aumentar o mejorar la recuperación de hidrocarburo desde la formación de interés 60 o inyección de fluido, como puede ser agua, agua producida, fluidos de recuperación de petróleo mejorados, o gas hacia la formación de interés 60. El término f.luido de fracturacion como se usa en la presente incluye cualquier fluido inyectado con el propósito de fracturar la formación e incluye pero no se limita a fluidos de tratamiento, fluidos de recuperación mejorada, y fluidos de desecho. En la Fig. 1 se muestra únicamente una formación subterránea de interés 60 para el propósito de demostración. Se contempla que puede haber formaciones múltiples subterráneas de interés 60 en cualquier agujero de pozo 20; y estas formaciones múltiples pueden ser fracturadas hidráulicamente de forma separada, juntas, o en varias combinaciones como el operador desee.

El dispositivo de aislamiento 50 también se despliega hacia el agujero de pozo en una sarta 30, como parte de la unidad del agujero 100. Más específicamente, el dispositivo de aislamiento 50 puede ser colocado a lo largo de la sarta 30 arriba de la unidad de monitorización del agujero 10.

Los sensores 160 forman un arreglo de sensores y pueden ser seleccionados desde cualquier dispositivo de detección adecuado como pueden ser geófonos, hidrófonos, o acelerómetros , y diversas combinaciones que generan señales en respuesta a la energía acústica recibida. Cualquier tipo de sensor de energía acústica o una combinación de tipo se puede usar. El sensor o sensores de energía acústica debe tener buena sensibilidad a la energía acústica en la banda de frecuencia micro símica mayor de 30 Hz. Esta banda se puede extender hasta 4 kiloHertz (kHz), como un ejemplo.

Se puede utilizar más de un sensor de energía acústica en combinación con otros sensores acústicos para formar un paquete de sensores de energía acústica. Las modalidades pueden contener una pluralidad de geófonos tri-axiales (ortogonal 3) para proporcionar capacidades de detección en tres direcciones. Esos paquetes de sensores acústicos pueden estar separados a intervalos deseados (por ejemplo 50 pies) a lo largo del agujero del pozo 20. Los paquetes de sensores acústicos pueden estar acoplados a la pared o revestimiento del agujero de pozo 22 por medio de un sistema de sujeción para herramientas sísmicas del aguj ero .

Las señales que son generadas por cada uno de los sensores 160 en respuesta a la energía acústica son digitalizadas y transmitidas a través de la línea de comunicación 40 al sistema de adquisición de la superficie 80, en la superficie del pozo 8. Los sensores 160 pueden proporcionar una señal digital u óptica directamente a la línea de comunicación 40 o se puede utilizar un convertidor para convertir las señales acústicas recibidas por los sensores a señales digitales u ópticas para su transmisión. En algunas modalidades, el sistema de adquisición de la superficie 80 puede emplear métodos, como pueden ser filtros digitales, para separar el ruido de las operaciones de bombeo de fracturación hidráulica de las señales generadas. En algunas modalidades, las señales generadas por cada sensor son grabadas en uno o más dispositivos de memoria que pueden ser parte de la unidad de monitorización del agujero 10, los dispositivos de memoria en general son recuperables con la unidad de monitorización del agujero 10. En esas modalidades utilizando dispositivos de memoria, las señales también pueden ser transmitidas por medio de una linea de comunicación 40, mientras que en otras modalidades las señales no pueden ser transmitidas mediante una linea de comunicación, ya que los datos del sensor son almacenados en los dispositivos de memoria pueden ser recuperados después de que la unidad del agujero 100 es recuperado del pozo.

Como se representa en la Fig. 1, la unidad de monitorización del agujero 10 y los sensores de energía acústica 160 de ésta están colocados en el agujero del pozo en una ubicación que no es adyacente a la formación de interés 60. La unidad de monitorización del agujero 10 puede estar colocada debajo de la formación de interés 60. En el caso de que el agujero del pozo esté revestido, la unidad de monitorización del agujero 10 puede estar colocada en el agujero del pozo en una ubicación que no es adyacente a la zona perforada en el revestimiento. La unidad de monitorización del agujero 10 puede estar colocada debajo de la zona perforada y de esta manera, como se representa en la Fig. 1, las sondas 120 pueden estar suspendidas desde un cable desde un cuerpo tubular que está montado al dispositivo de aislamiento 50 y forma el extremo inferior de la sarta 30. El dispositivo de aislamiento 50 es desplegado en el agujero del pozo 20 para separar la unidad de monitorización del agujero 10 de la formación subterránea de interés 60. De esta manera, la unidad de monitorización del agujero 10 está aislada de la fracturación hidráulica o actividad de inyección que se lleva a cado en la formación subterránea de interés.

En algunas modalidades de la invención, se puede proporcionar un dispositivo o dispositivos de supresión de ruido como puede ser un amortiguador de choques, siendo colocado entre el dispositivo de aislamiento 50 y la unidad de monitorización del agujero 10. En algunas modalidades, los métodos de supresión de ruido, como puede ser la holgura del cable conector entre los componentes, se puede utilizar para reducir la posibilidad de transmisión de ruido. Los dispositivos o métodos de supresión de ruido se pueden utilizar de manera similar entre los sensores 160 en un arreglo. En algunas modalidades de la invención, la supresión de ruido se puede realizar procesando digitalmente las señales generadas por las mediciones hechas por los sensores de energía acústica.

La unidad del agujero 100 puede también incluir aparatos o características para utilizarse en el proceso de fracturación hidráulica. En el caso de que la transportación 30 sea la tubería enrollada, uno de esos aparatos puede ser una tobera a chorro 86 que está colocada arriba del dispositivo de aislamiento 50 para permitir que los fluidos sean bombeados debajo de la sarta 30 y fuera de la tobera a chorro 86 para limpiar los desechos como arena que se pueden acumular arriba del empacador 30. La tobera a chorro 86 también se puede utilizar con el propósito de perforar la sarta de revestimiento 22 y formar la perforación de túneles 61 en lugar de una pistola de perforación. En este aspecto, un fluido abrasivo puede estar comunicado pozo abajo a través del pasaje central de la sarta 30, y el fluido abrasivo es dirigido de forma radial por las toberas a chorro 86 hacia la sarta de revestimiento 22 de manera que los chorros resultantes perforen la sarta de revestimiento 22 y formen los túneles hacia la formación circundante.

La unidad del agujero 100 puede incluir una característica como un puerto de limpieza que puede ser abierto o cerrado de forma selectiva ubicado arriba del dispositivo de aislamiento 50 para permitir, si se desea, bombear fluido abajo del anillo para reinvertir el flujo del fluido hacia arriba de la tubería enrollada. Los métodos tales como activación por caída de bolas o mecánica se pueden usar de forma selectiva para abrir o cerrar un puerto de limpieza.

En algunas modalidades, la unidad del agujero 100 puede incluir uno o más dispositivos de aislamiento adicionales ubicados arriba de la unidad de monitorización del agujero 10. Los dispositivos de aislamiento adicionales pueden ser de ajuste simple o múltiple.

La unidad del agujero 100 puede incluir uno o más dispositivos adicionales para proporcionar información del agujero del pozo. Por ejemplo, la unidad del agujero 100 puede además incluir un sensor de presión o temperatura o ambos. En algunas modalidades de la invención, se puede proporcionar un giroscopio para utilizarse en los sensores de orientación 160 o para determinar la orientación de la unidad de monitorización del agujero 10 para permitir el ajuste subsiguiente de datos. Alternativamente los sensores pueden ser orientados por métodos como puede ser un análisis de hodograma de tres componentes que usa la grabación de un disparo de calibración en un pozo cercano o en la superficie. Grabando y analizando un o más de estos disparos se puede calcular la orientación de la herramienta mediante los métodos conocidos como puede ser usando geometría plana y la suposición de un rayo recto desde la fuente al receptor, proyectando el rayo sobre un plano perpendicular y girando la proyección a través del ángulo de polarización horizontal para dar la dirección del sensor del componente x y el ángulo de contacto relativo o el método para calcular el ángulo de contacto relativo a partir de la polarización 3C de la llegada directa de la onda P como se describe en Becquey, M. y Dubesset, M., 1990, Orientación de la sonda de tres componentes en un pozo desviado (nota corta) : Geofísica, Sociedad de Exploración, Geofísica, 55, 1386-1388.

De acuerdo con algunas modalidades de la invención, la unidad del agujero 100 puede incluir otros dispositivos, los cuales están dirigidos a otras funciones. Por ejemplo, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, la unidad del agujero 100 puede incluir un localizador de collar de revestimiento (CCL) 87 que se utiliza con el propósito de localizar de manera precisa la unidad del agujero 100 pozo abajo u otra herramienta. En este aspecto, el CCL puede ser un dispositivo de sensibilidad magnética que genera una señal (observada en la superficie del pozo) con el propósito de detectar uniones del revestimiento 22 con el propósito de localizar de forma precisa la unidad 100. Esto puede ser útil para los propósitos de localizar de forma precisa la tobera a chorro 86 cuando la tobera a chorro 86 perfora el revestimiento 22 y la formación de interés 60. Como otro ejemplo de otro dispositivo potencial de la unidad del agujero 100, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, la unidad 100 puede incluir una sub de tensión 85 que está ubicada debajo del dispositivo de aislamiento 50 y se utiliza para monitorizar la tensión del cable, el cual se extiende a las sondas 120. En este aspecto, el cable o las sondas 120 deben ser alojados en el pozo 8, la correspondiente tensión indicativa de este episodio es detectada por la sub de tensión 85 y comunicada a la superficie del pozo. Por lo tanto, se pueden tomar medidas correctivas con el propósito de desalojar las sondas 120 con seguridad.

Como otro ejemplo, la unidad del agujero puede incluir un sensor suplementario, por ejemplo un sensor de presión o temperatura, capaz de proporcionar una medición pozo abajo. En este aspecto, la medición obtenida utilizando el sensor suplementario se puede utilizar junto con o separado de las mediciones obtenidas utilizando los sensores 160 para monitorizar la fracturación hidráulica. En algunas modalidades, el sensor suplementario puede ser un sensor acústico adicional, como puede ser un hidrófono, útil para medir ruido en la forma de ondas acústicas del agujero. El sensor suplementario puede ser un acelerómetro . En algunas modalidades, se puede proporcionar una pluralidad de sensores suplementarios, específicamente sensores acústicos. La salida de este sensor suplementario se puede utilizar para suprimir o separar de forma digital el ruido procesando las mediciones del sensor o los sensores acústicos. Este uso es diferente al usóte las mediciones de los sensores acústicos en un arreglo para eliminar ruido mediante procesamiento cumulativo de las mediciones como es conocido para los perfiles sísmicos verticales.

La unidad del agujero 100 puede también incluir, de acuerdo con modalidades de la invención, un pasador activado a distancia, o conector 90, con el propósito de conectar de forma selectiva la unidad del agujero 100 y liberar la unidad 100 de la sarta 30 (dejando por lo tanto la unidad 100 pozo abajo) cuando son tratadas zonas múltiples, como se describe posteriormente. De esta manera, son posibles muchas variaciones y están dentro del campo de las reivindicaciones anexas.

La fracturación hidráulica y monitorización puede proceder como sigue de acuerdo con algunas modalidades de la invención. El agujero de pozo 20 primero es completado con el revestimiento 22, y después, el revestimiento 22 es perforado en una o más formaciones subterráneas de interés 60. De acuerdo con las modalidades de la invención, la unidad de monitorización del agujero 10 puede ser transportada hacia el agujero de pozo 20 en la sarta 30. El dispositivo de aislamiento 50 es transportado de forma simultánea en el agujero de pozo 20 sobre la sarta 30 en una posición deseada arriba de la unidad 10. El dispositivo de aislamiento 50 es ajustado en su lugar para proporcionar un sello en el anillo entre sarta 30 y el revestimiento 22, aislando por lo tanto la unidad de monitorización del agujero 10 en agujero de pozo 20 debajo del dispositivo de aislamiento 50. Si se proporcionan dispositivos de aislamiento adicionales, estos pueden ser activados a ajustados en su lugar para proporcionar más aislamiento entre la unidad de monitorización del agujero 10 y el dispositivo de aislamiento 50.

El fluido de fracturación hidráulica o fluido de inyección es bombeado después a presión abajo del anillo formado entre el transporte 30 y el revestimiento 22 o pared del agujero de pozo y hacia la formación subterránea de interés 60. El fluido de fracturación hidráulica puede ser cualquier fluido útil para fracturar una formación subterránea, incluyendo pero no limitando a fluidos de tratamiento de agujero de pozo, hidrocarburos, agua, agua producida, agua desechada, fluidos o gases espumosos, como puede ser gas natural o C02.

El dispositivo de aislamiento 50 y si es proporcionado, el dispositivo o dispositivos de aislamiento adicionales, la unidad de monitorización del agujero lOsepara los fluidos de fracturación hidráulica y las operaciones realizadas en el agujero de pozo arriba del dispositivo de aislamiento 50. El dispositivo de aislamiento puede ser cualquier dispositivo inflable o mecánico, empacador capaz de estar sujeto y ser liberado que proporcione suficiente presión selladora dentro del agujero de pozo para aislar la unidad de monitorización del agujero del fluido de fracturación hidráulica a presión o inyección. En las modalidades de la invención donde la unidad de monitorización del agujero 10 es desplegada en el agujero de pozo debajo del dispositivo de aislamiento 50, el dispositivo de aislamiento 50 incluye canales de alimentación para permitir la linea de comunicación 40 pasar a través del dispositivo de aislamiento 50 y ala unidad de monitorización del agujero 10. Algunas modalidades pueden incluir bridas rígidas o barras de despliegue para utilizarse en el repliegue de la unidad de sensor del agujero 10 en pozos desviados, horizontales o presurizados .

De acuerdo con modalidades de la invención descritas en la presente, refiriéndonos a la Fig. 3, se puede utilizar una técnica 200 para monitorizar la fracturación hidráulica de una formación particular de interés. Conforme a la técnica 200, la unidad del agujero 100 es corrida hacia el pozo a su posición, conforme al bloque 204, la unidad del agujero contiene un sensor acústico. Entonces se realiza una operación de fracturación hidráulica bombeando fluido de fracturación hacia el agujero del pozo a presión, conforme al bloque 206. El uno o más sensores acústicos son utilizados para monitorizar la energía acústica conforme al bloque 208. La energía acústica monitorizada puede ser de las operaciones de fracturación, o puede resultar de las operaciones de fracturación en las cuales el fluido de fracturación hidráulica contiene un elemento generador de señal acústica, como puede ser un agente sustentante ruidoso descrito en la Patente E.U.A. No. 7,134,492, incorporada a la presente en su totalidad para referencia. El sensor 160 se utiliza para monitorizar la operación o las señales generadas por el elemento generador de señal acústica.

Aunque la fracturación hidráulica y la monitorización de una sola formación de interés, o zona, se describe en la presente con el propósito de aclarar ciertos aspectos de la invención, se observa que son posibles otras modalidades y estén dentro del campo de las reivindicaciones anexas. Más específicamente, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, la unidad del agujero 100 se puede utilizar junto con la fracturación hidráulica y monitorización de diversas zonas en el pozo.

De esta manera, refiriéndonos a la Fig. 4, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, una técnica 250 incluye correr (bloque 254) un dispositivo de perforación pozo abajo en un pozo a una profundidad particular. El dispositivo de perforación se utiliza entonces para perforar el revestimiento o agujero de pozo (bloque 258) . La unidad del agujero 1000 se coloca en el pozo, conforme al bloque 262. Siguiente, el dispositivo de aislamiento 50 es ajustado (bloque 266) y de forma subsiguiente se realiza una operación de fracturación y los sensores 160 son utilizados para monitorizar la operación, conforme al bloque 270. En algunas modalidades, se puede establecer y actualizar un modelo de fracturación utilizando las mediciones de los sensores 160.

Después de la completación de la operación de fracturación hidráulica, se hace una determinación (diamante 274) de si se va a fracturar otra zona. Si no es asi, entones la unidad del agujero 100 es jalada fuera del pozo, conforme al bloque 278. Si se va a fracturar otra zona, entonces se perfora la siguiente zona, conforme al bloque 254; y conforme a los bloques 258, 262, 266 y 270, otra zona es fracturada hidráulicamente y monitorizada .

De esta manera, conforme a la técnica 250, las zonas se pueden fracturar y monitorizar en el pozo como se establece en la Fig. 4. Se anota que la técnica 250 se proporcionó con propósitos de ejemplos, ya que se pueden utilizar otras técnicas con el propósito de fracturar hidráulicamente y monitorizar, de acuerdo con otras modalidades de la invención.

Refiriéndonos a la Fig. 5, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, una técnica 300 incluye correr (bloque 304) un dispositivo de perforación pozo abajo en un pozo a una profundidad particular deseada. El dispositivo de perforación se utiliza entonces para perforar el revestimiento o agujero de pozo (bloque 308) . La unidad del agujero 100 se coloca en el pozo, conforme al bloque 312. En algunas modalidades, la unidad del agujero 100 puede contener el dispositivo de perforación. De forma subsiguiente se realiza una operación de fracturación y los sensores 160 se utilizan para monitorizar la operación, conforme al bloque 320.

Después de la completación de la operación de fracturación hidráulica, se hace una determinación (diamante 324) de si se va a fracturar otra zona. Si no es asi, entonces la unidad del agujero 100 es jalada fuera del pozo, conforme al bloque 328. Si se va a fracturar otra zona, entonces se fractura la siguiente zona, conforme al bloque 324; y conforme a los bloques 304, 308, 321, y 320, otra zona se fractura hidráulicamente y se monitoriza.

De esta manera, conforme a la técnica 300, las zonas se pueden fracturar y monitorizar en el pozo como se establece en la Fig. 5. Se anota que la técnica 300 se proporciona con propósitos de ejemplo, ya que se pueden utilizar otras técnicas para los propósitos de fracturación hidráulica y monitorización, de acuerdo con otras modalidades de la invención.

La unidad de monitorización del agujero 100 y las técnicas que se describen en la presente pueden ofrecer una o más ventajas y/o mejoramientos sobre las técnicas y dispositivos de fracturación hidráulica normales. En particular, la colocación de la unidad de monitorización del agujero en el pozo de inyección en lugar de un pozo de monitorización separado reduce el tiempo y gasto necesario para la perforación de un pozo separado. Al colocar los sensores acústicos debajo del empacador aisla los sensores del fluido de fracturación y reduce el riesgo de daño a los sensores por el liquido de fracturación a medida que es bombeado hacia abajo del agujero del pozo. De forma similar, al colocar la linea de comunicación 40 dentro de la sarta 30 la aisla del liquido de fracturación bombeado abajo del anillo y reduce de forma significativa la posibilidad de erosión o daño a la linea de comunicación. Además, la colocación de los sensores 1 60 debajo del dispositivo de aislamiento 50 tiene el efecto de proporcionar aislamiento del ruido inducido por el flujo.

Antes de la presente invención, el ruido generado al bombear el fluido de fracturación en un agujero de pozo ha inhibido la habilidad para hacer mediciones micro sísmicas exitosas en el pozo de inyección. Se han utilizado diversos elementos de forma individual o en combinación en la presente invención para aislar y atenuar el ruido del agujero de pozo. Colocar el sensor o sensores de energía acústica debajo del dispositivo de aislamiento 50 proporciona una barrera para dirigir el ruido del flujo. El dispositivo de aislamiento 50 está diseñado para permitir de manera eficiente ajustar/desajustar, limpiar la arena depositada en la parte superior, y facilitar las técnicas de aislamiento de ruido (por ejemplo, holgura) . Configurar los sensores 1 60 en un paquete de sensores de energía acústica y aislar mecánicamente el paquete de sensores 140 (ver Fig. 2) del cuerpo de herramienta 124 se puede utilizar para atenuar el ruido (conocido como ondas entubadas) propagado en el fluido del agujero de pozo. La holgura de la linea de comunicación 40 se puede utilizar para atenuar la propagación de ruido a lo largo de la linea de comunicación 40 o la unidad de monitorización del agujero 10. El dispositivo de aislamiento 50 puede contener un ajuste de compresión que se opera en un movimiento descendente que acomoda la holgura de la linea de comunicación 40.

Los absorbedores de choques diseñados para atenuar el ruido propagado en la unidad del fondo del agujero se puede insertar entre el dispositivo de aislamiento 50 y los sensores acústicos. El filtrado digital se puede utilizar para identificar la propagación de ruido hacia arriba y hacia abajo con diferentes características distintivas de los micro sismos. Esas técnicas de filtrado digital como pueden ser de formación de haces adaptables o filtrado a velocidad se pueden utilizar para atenuar el ruido. Un sub-arreglo de hidrófobos colocado dentro de un arreglo de geófonos o acelerómetros puede ser útil para identificar y separar las ondas del fluido (tubo) de propagación. Adicionalmente, el ruido bombeado es a bajas frecuencias (<20Hz) muy debajo de la banda micro sísmica normal y puede ser considerablemente separada por filtros de paso elevado convencionales.

La unidad del agujero 100 puede además incluir otros dispositivos de medición como puede ser de presión, temperatura, giroscopios, o cualquier otro dispositivo útil para medir las indicaciones de las características de fractura. La unidad del agujero 100 puede también incluir herramientas de fracturación colocadas arriba del dispositivo de aislamiento 50 para utilizarlas en el proceso de fracturación hidráulica, como puede ser tobera a chorro, puerto de limpieza, etc. Además, la unidad del agujero 100 puede incluir un dispositivo de aislamiento de ajuste simple o múltiple arriba de los dispositivos de medición para protegerlo del impacto del tratamiento de fracturación .

Aunque la dirección y términos de orientación, como puede ser "vertical," "arriba," "abajo," etc. se han utilizado por razones de conveniencia en la descripción anterior, se entiende que esas direcciones y orientaciones no son necesarias para practicar la invención. Por ejemplo, de acuerdo con otras modalidades de la invención, la unidad del agujero 100 se puede utilizar en un agujero de pozo lateral. Por lo tanto, están consideradas muchas variaciones y están dentro del campo de las reivindicaciones anexas .

Aunque la presente invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, las personas que cuentan con experiencia en la técnica, al tener el beneficio de esta descripción, apreciarán numerosas modificaciones y variaciones de ésta. Se intenta que las reivindicaciones anexas cubran todas las modificaciones y variaciones que caen dentro del verdadero espíritu y campo de esta presente invención.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES Un método que es útil con un pozo incluye: desplegar una .unidad hacia un agujero, la unidad contiene por lo menos un sensor; inyectar un fluido de fracturación a presión hacia el agujero para fracturar hidráulicamente una formación subterránea de interés; aislar el sensor de la fracturación; y medir la energía acústica generada mediante la fracturación hidráulica utilizando por lo menos un sensor . El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado en que el aislamiento consiste en ajustar un empacador de la unidad. El método de acuerdo con la reivindicación 2, además consiste en: colocar el por lo menos un sensor debajo del empacador . El método de acuerdo con la reivindicación 2, además consiste en: liberar el empacador; volver a colocar la unidad del agujero en el agujero del pozo; y repetir la inyección y aislamiento. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado en que el despliegue consiste en desplegar la unidad en una sarta, el método además consiste en colocar una linea de comunicación dentro de la sarta para establecer comunicación entre el por lo menos un sensor y la superficie del pozo. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado en que el por lo menos un sensor contiene una pluralidad de sensores, el método además consiste en: espaciar los sensores a lo largo del agujero del pozo . El método de acuerdo con la reivindicación' 1, además consiste en: recuperar la unidad desde el agujero del pozo. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado en que la medición ocurre de manera concurrente con la inyección. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además consiste en: almacenar datos indicativos de la energía acústica medida mediante el por lo menos un sensor en una memoria de la unidad; y recuperar los datos de la memoria después de que la unidad es recuperada desde el pozo. Un método para monitorizar la fracturación hidráulica que consiste en: a) desplegar una unidad del agujero hacia el agujero del pozo en una tubería enrollada que tiene una línea de comunicación colocada en ésta, la unidad del agujero consiste en una unidad de monitorización del agujero colocada debajo de un empacador, la unidad de monitorización del agujero contiene por lo menos un sensor de energía acústica; b) colocar la unidad del agujero debajo de una formación subterránea de interés; c) ajustar el empacador debajo de la formación subterránea de interés; d) inyectar un fluido de fracturación a presión abajo del anillo, fracturando hidráulicamente por lo tanto la formación subterránea de interés; y e) utilizar el sensor de energía acústica para hacer una medición de la energía acústica generada por la fracturacion hidráulica. El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado además en que la línea de comunicación es seleccionada del grupo consistente en línea alámbrica, slickline, fibra óptica y correa de fibra óptica . El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado además en que la unidad de monitorización del agujero contiene más de un sensor, los sensores están espaciados a lo largo del agujero del pozo, los sensores están separados de la formación subterránea por el empacador. El método de acuerdo con la reivindicación 10, además contiene los pasos (f) de liberación del empacador y (g) mover la unidad del agujero en el agujero del pozo, en donde se repiten los pasos (b) a (f) . El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado en que la medición de energía acústica contiene comunicación por medio de la linea de comunicación . El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado además en que el paso de inyección de fluido de fracturación contiene modificación basada en la medición de energía acústica. El método de acuerdo con la reivindicación 10, además consiste en recuperar la unidad del agujero desde el agujero del pozo. El método de acuerdo con la reivindicación 10, además consiste en establecer un modelo de fracturación y actualizar el modelo de fracturación utilizando por lo menos una medición de energía acústica. Un aparato de agujero para la monitorización de fractura hidráulica que consiste en una unidad del agujero desplegada en la tubería enrollada, la unidad tiene un cuerpo de herramienta con por lo menos un sensor de energía acústica colocado en ella, un dispositivo de aislamiento, y por lo menos un puerto de lavado adyacente al dispositivo de aislamiento, la unidad conectada a la tubería enrollada tiene una línea de comunicación colocada en ella. El aparato de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado en que el por lo menos un sensor de energía acústica es seleccionado del grupo que consiste en geófonos, hidrófonos, y acelerómetros . 20. El aparato de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado en que el dispositivo de aislamiento contiene un empacador. 21. El aparato de acuerdo con la reivindicación 18, además contiene medios para procesar datos del sensor de energía acústica. Un aparato que es útil con un pozo, consiste en: un cuerpo de herramienta; un dispositivo de aislamiento colocado en el cue de herramienta; por lo menos un sensor acústico colocado en cuerpo de herramienta para monitorizar fracturación hidráulica. El aparato de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado en que por lo menos un sensor acústico contiene por lo menos uno de lo siguiente; un geófono, hidrófobo y acelerómetro . El aparato de acuerdo con la reivindicación 22, además consiste en: una sarta para transportar el dispositivo de aislamiento y el por lo menos un sensor acústico pozo abajo como una unidad. El aparato de acuerdo con la reivindicación 22, además consiste en: un conector activado a distancia para conectar de forma selectiva el dispositivo de aislamiento a una sarta tubular. El aparato de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado en que el dispositivo de aislamiento contiene un empacador. El aparato de acuerdo con la reivindicación 22, además consiste en: una memoria conectada a y desplegada pozo abajo con el cuerpo de herramienta para almacenar datos proporcionados por el por lo menos un sensor de manera que los datos sean recuperados de la memoria después de que el aparato es recuperado del pozo. Un método para monitorizar la fracturación hidráulica que consiste en: a. desplegar una unidad del agujero hacia un agujero de pozo, la unidad del agujero contiene una unidad de monitorización del agujero que tiene por lo menos un sensor de energia acústica. b. inyectar un fluido de fracturación a presión, fracturando por lo tanto hidráulicamente una formación subterránea de interés; y c. utilizar el sensor de energia acústica para hacer una medición de la energia acústica. El método de acuerdo con la reivindicación 28, caracterizado en que la unidad del agujero además contiene un sensor suplementario. El método de acuerdo con la reivindicación 28, caracterizado en que el fluido de fracturación contiene un elemento que genera energia acústica. El método de acuerdo con la reivindicación 28, caracterizado en que el fluido de fracturación contiene un agente sustentante ruidoso. El método de acuerdo con la reivindicación 28, además consiste en los pasos (e) de mover la unidad del agujero en el agujero de pozo, en donde se repiten los pasos (b) a (c) . El método de acuerdo con la reivindicación 29, caracterizado en que el sensor suplementario es un sensor de energía acústica. El método de acuerdo con la reivindicación 33, además consiste en el paso de utilizar la salida del sensor suplementario para procesar la medición de energía acústica. El método de acuerdo con la reivindicación 28, además consiste en la orientación de la unidad del aguj ero .