MX2010010988A - Metodo para determinar un conjunto de valores netos presentes para influenciar la perforacion de un orificio de perforacion e incrementar la produccion. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para modelar un primer depósito mientras se perfora un orificio de pozo en un segundo depósito correspondiente, el primer depósito teniendo una pluralidad de estaciones, comprendiendo: determinar una pluralidad de valores del valor neo presente correspondiendo, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito y perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto presente.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR UN CONJUNTO DE VALORES NETOS PRESENTES PARA INFLUENCIAR LA PERFORACIÓN DE UN ORIFICIO DE PERFORACIÓN E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUD RELACIONADA Esta solicitud reclama prioridad a la fecha de presentación de la Solicitud de Patente No provisional de Serie presentada el 18 de abril de que se incorpora aquí por referencia en su ANTECEDENTES El tema principal exhibido en esta especificación se refiere a un software aquí en adelante llamado NPV que se adapta para ser guardado en una estación de trabajo u otro sistema de de Software NPV Max siendo adaptado para optimizar o aumentar al máximo un Valor Presente en la Red por sus siglas en de un pozo mientras se perfora y se estima la producción de un campo de depósito mientras se El término de depósito y optimización de productividad durante la significa capacidad de llevar a cabo interpretaciones confiables lo suficientemente rápido de manera que sea capaz de influenciar decisiones Un ejemplo de dicha decisión principal puede ser la forma de dirigir un pozo que se está con el fin de optimizar la productividad y recuperación final esperada del campo de depósito en el cual se perfora el Esta especificación describe una de depósito y optimización de productividad durante la su sistema o aparato asociado y dispositivo de almacenamiento de programa y programa de optimizará o aumentará al máximo el Valor Presente Neto de un pozo mientras se perfora en un campo de depósito y estimará una producción de un ampo de depósito mientras se perfora el pozo en el campo de SUMARIO Un aspecto de la presente invención implica un método para modelar un primer depósito mientras se perfora un orificio de pozo en un segundo depósito el primer depósito teniendo una pluralidad de determinar una pluralidad de valores de valor presente neto que a la pluralidad de estacione del primer y perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor presente neto Otro aspecto de la presente invención implica un método para determina una trayectoria óptima de un orificio de pozo que se perfora en un modelar un depósito correspondiente en un el depósito correspondiente teniendo una pluralidad de determinar una pluralidad de los valores presentes netos que a la pluralidad de estaciones del depósito de entre la pluralidad de los valores presentes un subgrupo de los en relación con un umbral de la pluralidad de valores presentes de entre la pluralidad de estaciones del depósito un subgrupo de estaciones que al subgrupo de los máximos de la pluralidad de los valores presentes y seleccionar un método de perforación asociado con una perforación de un orificio de pozo en un depósito de acuerdo con el subgrupo de estaciones que al subgrupo de los máximos de la pluralidad de valores presentes Otro aspecto de la presente invención implica un dispositivo de almacenamiento de programas que puede leerse por una máquina que modalizada tangiblemente un grupo de instrucciones que pueden ejecutarse por la máquina para llevar a cabo los pasos del método para modelar un primer depósito mientras perfora un orificio de pozo en un segundo depósito el primer depósito teniendo una pluralidad de los pasos del método determinar una pluralidad de valores del valor presente neto a la pluralidad de estaciones del primer y perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor presente Otro aspecto de la presente invención implica un dispositivo de almacenamiento de programas que puede leerse por una máquina que tangiblemente un grupo de instrucciones que pueden ejecutarse por la máquina para llevar a cabo los pasos del método para modelar un primer depósito mientras perfora un orifico de pozo en un segundo depósito el primer depósito teniendo una pluralidad de los pasos del método determinar una pluralidad de valores del valor presente entero a la pluralidad de estaciones del primer y perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor presente Otro aspecto de la presente invención implica un dispositivo de almacenamiento de programas que puede leerse por una maquina que modaliza tangiblemente un grupo de instrucciones que pueden ejecutarse por la máquina para llevar a cabo los pasos del método para determinar una trayectoria óptima de un orifico de pozo que se perfora en un los pasos del método modelar un depósito correspondiente en un el depósito correspondiente teniendo una pluralidad de determinar una pluralidad de valores presentes netos que a la pluralidad de estaciones del depósito de la pluralidad de los valores netos un subgrupo de en relación con un umbral de la pluralidad de los valores presentes de la pluralidad de estaciones del depósito un subgrupo de estaciones que al subgrupo de los máximos de la pluralidad de valores presentes y perforar el orificio de pozo en el depósito a lo largo de una trayectoria que corresponde el subgrupo de la trayectoria óptima del orificio del pozo siendo perforado en el depósito correspondiendo a la trayectoria Otro aspecto de la presente invención implica un dispositivo de almacenamiento de programa que puede leerse por una máquina que modaliza tangiblemente un grupo de instrucciones que pueden ejecutarse por la máquina para llevar a cabo los pasos del método para determinar un método de perforación óptimo asociado con una perforación de un orifico de pozo en un los paso del método modelar un depósito correspondiente en un el depósito correspondiente teniendo una pluralidad de determinar una pluralidad de valores presentes netos que a la pluralidad de estaciones del depósito entre la pluralidad de los valores netos un subgrupo de los en relación con un umbral de la pluralidad de los valores netos de la pluralidad de estaciones del depósito un subgrupo de estaciones que al subgrupo de los máximos de la pluralidad de los valores netos y seleccionar un método de perforación asociado con una perforación de un orificio de pozo en un depósito de acuerdo con el subgrupo de estaciones que al subgrupo de los máximos de la pluralidad de los valores netos Otro aspecto de la invención implica un sistema adaptado para modelar un primer depósito mientras perfora un orifico de pozo en un segundo depósito el primer depósito teniendo una pluralidad de aparato adaptado para determinar una pluralidad de valores del valor presente neto que a la pluralidad de las estaciones del primer y aparato adaptado para perforar el orificio de pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor presente Otro aspecto de la presente invención implica un sistema adaptado para determinar una trayectoria óptica de un orifico de pozo que se perfora en un aparato adaptado para modelar un depósito correspondiente en un el depósito correspondiente teniendo una pluralidad de aparato adaptado para determinar una pluralidad de los valores netos presentes que a la pluralidad de estaciones del depósito aparato adaptado para de la pluralidad de los valores netos un subgrupo de los en relación con un umbral de la pluralidad de los valores netos aparato adaptado para de la pluralidad de estaciones del depósito un subgrupo de estaciones que al subgrupo de ls máximos de la pluralidad de los valores netos perforando el orifico de pozo en el depósito a lo largo de la trayectoria que corresponde al subgrupo de la trayectoria óptima del orificio de pozo siendo perforado en el depósito correspondiendo a la Otro aspecto de la presente invención implica un sistema adaptado para determinar un método de perforación óptimo asociado con una perforación de un orificio de pozo en un aparato adaptado para modelar un depósito correspondiente en un el depósito correspondiente teniendo una pluralidad de aparato adaptado para determinar una pluralidad de valores presentes netos que a la pluralidad de estaciones del depósito aparato adaptado para de la pluralidad de los valores netos un subgrupo de los en relación con un umbral de la pluralidad de valores netos aparato adaptado para de la pluralidad de estaciones del depósito un subgrupo de estaciones que al subgrupo de los máximos de la pluralidad de valores netos seleccionando un método de perforación asociado con una perforación de un orificio de pozo en un depósito de acuerdo con el subgrupo de estaciones que corresponden al subgrupo de los máximos de la pluralidad de los valores netos Otro aspecto de la presente invención implica un programa de computadora adatado para ser ejecutado por un el programa de cuando se ejecuta por el llevando a cabo un proceso para modelar un primer depósito mientras perfora un orificio de pozo en un segundo depósito el primer depósito teniendo una pluralidad de el proceso determinar una pluralidad de valores del valor presente neto que a la pluralidad de estaciones del primer el orificio de pozo siendo perforado en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto Además el alcance de aplicación será evidente a partir de la siguiente descripción detallada presentada más Deberá sin que la descripción detallada y los ejemplos específicos exhibidos más adelante se dan amanera de ilustración dado que varios cambios y modificaciones dentro del espíritu y alcance del NPV como se describe y reclama en esta serán obvios para alguien con experiencia en la materia a partir de una lectura de la siguiente descripción BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Se obtendrá un entendimiento completo a partir de la descripción detallada presentada más adelante y los dibujos anexos que se dan a manera de ilustración únicamente y no se pretende que se limiten en algún grado y en La Figura 1 ilustra un sistema de cómputo adaptado para almacenar un adaptado para optimizar o aumentar al máximo en Valor Neto Presente de un pozo mientras se perfora y estimar la producción durante la de aquí en adelante llamado NPV La Figura 2 ilustra una función asociada con el Software NPV Max de la figura La Figura 3 ilustra una construcción detallada del de tarjetas de datos de y el NPV de las figuras 1 y y La Figura 4 ilustra una comparación de presión con un simulador numérico para un pozo DESCRIPCIÓN Esta especificación describe un software aqui en adelante llamado el NPV que se adapta para ser almacenado en una estación de trabajo u otro sistema de el Software de NPV Max siendo adaptado para o aumentar al máximo el Valor Neto Presente de un mientras que perfora y estima la producción de un campo de depósito durante la Se deberá entender que la definición de o aumentar la máximo el Valor Neto Presente de un también significa asegurar que el NPV total del campo en el cual se está perforando se optimiza también y por lo tanto que NPV del campo no deberá reducirse debido a la perforación del Las del software NPV Max básico se ilustra en la figura construcción y uso de estimulaciones de flujo o para modelar el impacto de un pozo que está en la producción futura de un capo de depósito en el cual se perfora el uso de simulaciones de flujo para optimizar aumentar la el valor de esta producción manipulando los métodos de perforación del pozo que está siendo 12b y uso de los datos adquiridos del pozo que se para construir las simulaciones de flujo y por lo tanto influencian la perforación del El uso de un método asociado con NPV descrito en esta la perforación de un orificio de pozo en un depósito real comienza el procesador de un sistema de cómputo la figura empieza a ejecutar el de NPV con el fin de calcular un valor del Neto Presente para cada de un generando asi una de valores de que a la de estaciones del depósito en donde la de los valores de que a la de estaciones del depósito ayudará y asistirá a una o entidad de perforación en la perforación de un orifico de pozo en un Por la trayectoria del orificio de pozo puede cambiar durante la los métodos de perforación usados para perforar el orificio de pozo pueden cambiar Es la o entidad de se perfora el orificio del pozo en el determinará la de valores de NPV que a la pluralidad de estaciones del depósito las estaciones del depósito modelado que tiene los o de la de valores de La o entidad del pueden o cambiar la trayectoria del orifico del pozo perforado en el con el fin de seguir las estaciones del depósito modelado que tienen los o relación con un umbral de la de valores de NPV El término y optimización de depósito de productividad durante la significa capacidad de llevar a cabo interpretaciones confiables lo suficientemente rápido de manera que pueden influenciar las decisiones Un ejemplo de dicha decisión principal puede ser forma en que se dirige un pozo que está siendo perforado1 con el fin de optimizar la productividad y recuperación final esperada por sus siglas en del campo del depósito en el cual se perfora el El de NPV descrito en esta especificación práctica un método de de depósito y optimización de productividad durante la incluye un dispositivo de almacenamiento de sistema y programa asociado y programa de optimizará o aumentará al máximo el Valor Neto Presente de un pozo mientras se perfora el pozo en un campo de depósito y estimará una producción del campo de depósito mientras perfora el pozo en el campo de Como el NPV descrito en esta especificación optimizará o aumentará un Valor Neto Presente de un pozo mientras perfora el pozo en un campo de depósito y estima una producción del campo de depósito mientras perfora el pozo en el campo de En esta especificación se propone que se puede facilitar los de trabajo durante la combinando un geológico de y petrofisico de pozo casi estático con un de depósito Un estudio de simulación puede realizarse por adelantado de la Esto predice una escala de productividades de pozo y provee un de Modelo contra que sirven de durante la cuando hay actualizaciones periódicas en las se ejecuta un flujo de trabajo previamente definido el cual lleva a cabo el modelado para regenerar y lanzar las Teniendo una estimada de productividades a medida que procede la es extremadamente el término puede definirse como un dependiente del tiempo en el cual se ejecuta el flujo de Esta es una en el sentido de que el número de estaciones y dependencia de tiempo es variable y depende del La información puede usarse detener la perforación cuando se alcanza el escenario de producción elimina costos evalúa la viabilidad económica de perforación continua en depósitos y reduce riesgo e incertidumbre Un de producción es el estado de tener el NPV esperado sometido a un nivel de riesgo aceptable previamente El término Neto Presente es una función del esperado de producción de menos los costos de perforación y completar y mantener el Se pueden simular diferentes trayectorias asociadas con la perforación de un orificio de pozo en un campo de depósito con el fin de el impacto del plan de dirección en la producción final del campo de y el Valor Neto Presente Como los riesgos y recompensas asociados con la perforación continúa en el campo de depósito pueden evaluarse en tiempo real con el fin de tomar decisiones Los siguientes o aparatos y son el método de del depósito y optimización de productividad durante la que se practica por el NPV descrito en esta un método o función que caracterizará el de orificio de pozo incluyendo formación de un aparato conocido como un de flujo de fluido para un depósito en y datos conocidos como e historia que se igualan a los datos de prueba de formación durante la perforación Haciendo referencia a las figuras 1 y se ilustra un sistema de cómputo que se adapta para almacenar un adaptado para optimización o aumento al máximo del Valor Neto Presente de un pozo durante la perforación y estima la producción durante la perforación NPV En la Figura una estación de computadora u otro sistema de cómputo 10 se ilustra adaptado para almacenar un adaptado para optimizar o aumentar la máximo el Valor Neto Presente de un pozo durante la perforación y estima la producción durante la perforación NPV De aquí en en esta el Software mencionado antes adaptado para optimizar o aumentar la máximo el Valor Neto Presente de un pozo durante la perforación y estima la producción durante la perforación NPV será denominado como el NPV El sistema de computo 10 de la Figura 1 incluye un Procesador 10a conectado operativamente a un colector del sistema una memoria y otro dispositivo de almacenamiento de programa 10c conectado operativamente al colector del sistema 10b y una grabadora o dispositivo de reproducción lOd conectado operativamente al colector del sistema La memoria u otro dispositivo de almacenamiento de programa 10c almacena el adaptado para optimizar o aumentar al máximo el Valor Neto presente de un pozo durante la perforación y producción estimada durante la perforación NPV 12 la memoria 10c almacena el NPV que se adapta para optimizar o aumentar al máximo un Valor Neto presente de un pozo durante la perforación y estima la producción de un campo de depósito durante la Recordar que el NPV 12 ilustrado en la figura 1 practica un método de y optimización de depósito de productividad durante la incluye un dispositivo de sistema y almacenamiento de programa asociado y programa de optimizará o aumentará al máximo el Valor Neto Presente de un pozo durante la perforación del pozo en un campo de y estima una producción del campo de depósito durante la perforación del pozo en el campo de Como el NPV 12 optimizará o aumenta al máximo un Valor Neto Presente de un pozo durante la perforación el pozo en un campo de depósito y estima una producción del campo de depósito durante la perforación del pozo en el campo de El sistema de cómputo 10 recibe de 13 que comprenden un de tarjetas de datos de en donde el paquete de tarjetas de datos de 14 incluye un de tarjetas de datos un de tarjetas de datos durante el y un de tarjetas de datos de que se ilustra en la Figura 3 y será tratado después en esta El de NPV que se almacena en la memoria 10c de la figura puede almacenarse inicialmente en un Disco Duro o en donde el Disco Duro o también es un de almacenamiento de El puede insertarse en el sistema de cómputo 10 y el NPV 12 puede cargarse del Disco Duro o y en el dispositivo de almacenamiento de 10c del sistema de cómputo 10 de la figura El procesador 10a ejecutará el NPV 12 que se almacena en la memoria 10c de la figura que responde al el Procesador 10a puede generar entonces un o una de que puede registrarse o exhibirse en la Grabadora o dispositivo de Pantalla lOd de la figura El o de que se genera por la Grabadora o dispositivo de Pantalla 10d de la figura ilustrará o exhibirá un Neto Presente para cada estación de un depósito El término de un campo de depósito puede definirse como un que depende del tiempo en el cual se ejecuta el flujo de trabajo de la figura Es una en el sentido de que el número de estaciones y la dependencia del tiempo es variable y depende del El sistema de cómputo 10 de la figura 1 puede ser una computadora personal una estación de un o una trama Ejemplos de estaciones de trabajo posibles 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 fe trabajo Sun El dispositivo de memoria o almacenamiento de programa 10c el Disco Duro o al que se hace referencia es un que puede leerse en la o un de almacenamiento de que se puede leer por una tal como el procesador El procesador 10a puede por un o una trama principal o procesador de estación de El dispositivo de memoria o almacenamiento de programa que almacene el adaptado para optimizar o aumentar al máximo el Valor Neto Presente de un pozo durante la perforación y estimando la producción durante la perforación NPV 12 o NPV puede por un disco u otro memoria almacenamiento almacenamiento u otra memoria volátil no En la Figura el NPV 12 de la figura 1 cuando se ejecuta por el procesador contribuir y usar simulaciones de flujo para modelar el impacto de un pozo que está siendo en la producción futura de un campo de depósito en el cual el pozo se está como se indica por el número uso de simulaciones de flujo para optimizar aumentar al el valor de esta producción manipulando los métodos de perforación del pozo que se como se indica por el número 12b y uso de datos adquiridos del pozo que se para construir las simulaciones de flujo y por lo tanto influencian la perforación del como se indica por el número En aunque una descripción funcional más detallada de la operación del NPV 12 de la figura 1 será exhibida después en esta referirse a hora a las Figuras 1 y Recordar las del Software NPV Max que se ilustran en la figura construir y usar simulaciones de flujo para modelar el impacto de un pozo que se en la producción futura de un campo de depósito en el cual se perfora el usar las simulaciones de flujo para optimizar aumentar al el valor de esta producción manipulando los métodos de perforación del pozo que se está 12b y usar los datos adquiridos del pozo que se dirige para construir las simulaciones de flujo y ro lo tanto influenciar la perforación del En la figura la perforación de un orifico de pozo en un y el procesador 10a del sistema de cómputo 10 de la figura 1 empieza a ejecutar el NPV 12 con el fin de calcular un valor del Neto Presente que a la pluralidad de del que ayuda persona o entidad de en la perforación del orifico de pozo en el por la trayectoria del orifico de pozo puede cambiar durante la o los métodos de perforación usados para perforar el orificio del pozo pueden cambiar Cuando el procesador 10a de la figura 1 ejecuta el NPV 12 que se almacena en la memoria mientras usa los de del paquete de tarjetas de datos de simulación 14 incluye un de tarjetas de datos un de tarjetas de datos durante la perforación1 y un de tarjetas de datos de el procesador 10a de la figura 1 determinará las de que se operan y ejecutan por un que se modaliza en de NPV Max uno o más máximos del Valor Presente Neto para cada en un campo de durante la perforación de un de pozo real Recordar que una de un campo de depósito se define como un que depende del tiempo lo largo del campo de depósito recordar que el término Neto Presente se representa por una en para un pozo la además se representa por la siguiente en donde es la cantidad acumulativa de petróleo que se puede producir de un pozo dirigido para producción y de son los costos totales del inicio y mantenimiento de producción del Durante la perforación de un orificio de pozo real en un campo de el procesador 10a aumentará al máximo u optimiza la a la que se hace referencia antes para cada en el determinando asi o más valores de los Valores netos presentes para cada en el Cuando el procesador 10a determina o más valores del Valor Neto Presente para cada en un pluralidad de valores netos será determinada a una de en el Cuando la de valores netos se determina a las de en el la o entidad de pueden determinar la de valores presentes que respectivamente a la de en el las del depósito modelado que tienen los o relación a un valor de umbral de la pluralidad de valores de Cuando la o entidad de conoce cuáles del depósito modelado tienen los o de la pluralidad de valores de la o entidad de entonces perforar y el orificio del pozo en el depósito cambiar la trayectoria del orificio del pozo que se está perforando en el depósito con el fin de seguir las del depósito modelado que tiene los o de la pluralidad de valores de y por lo tanto aumentan el valor de la producción de petróleo gas del Además o como la o entidad de puede cambiar los métodos de mientras perfora el orificio de pozo en el específicamente de acuerdo con los o de la de valores de a la pluralidad de estaciones del depósito modelado y por lo tanto aumentan al máximo la producción de petróleo gas del Cuando el orifico del pozo es y perforada en el los se adquieren durante la y perforación del orificio del pozo en el depósito y que los pueden usarse para reconstruir las de que subsecuentemente se operan y vuelven a ejecutar por el que se modaliza en el de NPV 12 de la figura Haciendo referencia a la figura se ilustra una gráfica de flujo o diagrama de bloques que provee una construcción más detallada del de tarjetas de datos de 14 y el de NPV 12 de las figuras 1 y En la Figura en proceso de en el paso Una primera o inicia en El paquete de tarjetas de datos de simulación 14 incluye la de tarjetas de datos la de datos durante la 15b2 que se deriva de los de registro durante perforación por sus siglas en en tiempo 14bl y el de tarjetas de datos de Los de registro durante la perforación en tiempo 14bl se recibe cuando el proceso de en el paso El NPV 12 incluye un primer de un Modelo Conducción de la simulación de flujo en el primer paso y aumenta NPV El NPV 12 también incluye un segundo Modelo 12b incluyendo un primer paso de de 12cl y un segundo paso de de El paso de de historia1 12cl además incluye un paso de de Simulación de Flujo de El paso de de 12c2 además incluye un paso de NPV Sujeto a y Predecir En la Figura el paso de de un Modelo de Conducción de una simulación de flujo de primer paso y aumento de NPV 12a recibe el de tarjetas de datos 12a y el de tarjetas de datos de 14c en la o El paso de de Modelo 12b recibe una salida del paso de de Modelo de base 12z en la aproximación o El paso de de Modelo de Simulación de 16 asociado con la de igualación de 12cl del 12 recibe una salida del paso de de Modelo El paso de NPV sujeto a y Predecir 18 asociado con el paso de de 12c2 del 12 recibe una salida el paso de de Modelo de simulación de 16 en la aproximación o sin el paso de 18 también recibe el de tarjetas de datos de 14c en aproximaciones o estaciones adicionales empezando en la Cuando el paso de NPV sujeto a y Predecir 18 asociado con el paso de de 12c2 del 12 es el siguiente paso 20 Posible la Optimación Adicional de Si la salida del paso 20 es es posible la optimización adicional de cambiar a la siguiente aproximación o y luego ir al paso Si la salida del paso 20 es no es posible la optimización adicional de entonces la en el paso Una explicación más detallada de cada paso de la gráfica de flujo o diagrama de bloques de la figura 3 será exhibida en los siguientes En la Figura se ilustran tres fases de la fase de construcción del fase de igualación de y fase de Los grupos de datos de entrada necesarios para cada fase están contenidos en el de Tarjetas de Datos de El modelado se lleva a cabo durante la El Pozo Dirigido para Producción será denominado el Dirigido para La información en el paquete de Tarjetas de Datos de Simulación 14 se divide en tres paquetes de tarjetas de datos el Paquete de Datos Previos que es la información que describe el estado del depósito antes de que sea perforado el el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación que es la información procesada e interpretada durante la perforación y el Paquete de Tarjetas de Datos de Predicción 14c que describe la forma en que el Pozo Dirigido para Producción y los otros pozos en el depósito serán producidos El paquete de tarjeta de datos previos el paquete de tarjetas de datos durante la perforación 14b2 y el paquete de tarjetas de datos de predicción 14c será tratado en detalle en los siguientes Paquete de Tarjetas de Datos Previos 14a El Paquete de Tarjetas de Datos Previos 14a incorpora información en por lo menos los siguientes Propiedades de fluidos del Estos pueden incluir información sobre los tipos de fases de fluido que pueden ocurrir en el modelo de simulación sólidos tales como asfáltenos y y las comportamientos de fase reacción entre formación de roca y formación de fluidos distribuciones espaciales de fluidos de formación un gradiente de composición de profundidades de invasión de filtrados de Propiedades petrofisicas de roca de pueden incluir distribución de distribución de tensor de permeabilidad en sistemas de porosidad solos o Aproximación de estos pueden incluir curvas de presión curvas de permeabilidad relativa variaciones de punto e histéresis en estas pueden incluir dependencia de propiedades sobre presión y migración de inicio de formación de Contactos de estos pueden incluir punto de contactos de y Presiones y temperaturas de y Limites de Estos son la posición estimada y naturaleza de grosor de depósito y extensión Muchos de los parámetros en el Paquete de Tarjetas de Datos Previos 14a se actualizan después de la igualación de Este es el proceso por el cual se modifican estos parámetros de manera que los modelos de estimulación de flujo reproducen observaciones Estas observaciones generalmente son del Pozo Dirigido para Pero también pueden ser de pozos similares en el mismo Cuando los modelos de simulación de flujo tiene historia se denominan por estar en la fase de Igualación de En esta fase pueden tener la facilidad de modelar el comportamiento hidráulico de orificio del filtrar invasión caso de perforación en desequilibrio flujo de la formación de perforación en desequilibro y los efectos geomecánicos asociados con la En más detalle las observaciones que se deberán reproducir durante la fase de igualación de Historia Fenómenos de orificio cerca del pozo en el Pozo Dirigido para Producción o en otros pozos del Dichos fenómenos Régimen y profundidad de invasión de filtrado de Sobrecarga de presiones medidas durante la Presión y régimen de datos Comportamiento de limpieza de filtrado observado cuando los fluidos se bombean de varias ubicaciones a lo largo del Fluido producido si y siempre que el pozo se desbalancea al ser y La evidencia de fluidos de formación que pueden reunirse por análisis de cortes de Fenómenos de Escala de Estos pueden Distribuciones espaciales de las presiones de los fluidos de Por las distribuciones de presión de fluido de formación que se han medido mientras se perfora el Pozo Dirigido para Producción y que también pueden haberse integrado en un Modelo de Presión de Poro incluyendo interferencia temporal de presión de otros Distribuciones de fluido de Depósito variaciones de composición espacial es Por las distribuciones de fluidos de depósito de las mediciones de análisis de fluidos de orificio adquiridas del Pozo Dirigido para Producción y tal vez otros pozos Propiedades geomecánicas de Por la distribución de tensor de estrés que proviene del Modelo Terrestre Mecánico Inicio y Reinicio del Paquete de Datos Durante la Perforación La versión inicial del Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación 14b2 contendrán Muchos de estos provienen de las medicines hechas del Pozo Dirigido para Producción de pozos similares en el mismo Las mediciones se explican en mayor detalle más La porosidad será medida por las medicines de Registro Durante la Perforación que Porosidades de Neutrones Porosidades y derivadas de sonido Formación de Porosidades derivadas de Densidad de Volumen Porosidades de Resonancia Magnética Nuclear Las saturaciones de fluidos de formación en la zona invadida asi como la zona no invadida será derivada de las medicines de LWD que Sección Transversal de Captura Nuclear Mediciones de Resistividad Medicines de TMN Mediciones de Información para derivar el tensor de permeabilidad provendrán de mediciones de LWD que incluirán lo Correlaciones de tamaño de poro de mediciones de Resonancia Magnética Nuclear de Estimación de permeabilidad de espectroscopia elemental nuclear de Estimación de permeabilidad de medicines de sonido de LWD Transformaciones de porosidad a permeabilidad Registros de imágenes estimación de porosidad secundaria y formación de lecho Pruebas previas de las Mediciones Durante la Perforación de Presión de Formación La relación aproximada de permeabilidad de horizontal a vertical puede estimarse de técnicas que incluyen lo Cálculo de la relación de los promedios de aritmético a harmónico a las movilidades de pruebas previas de Uso de herramienta Durante la herramienta de Prueba de Formación Durante perforación que se ha diseñado para medir anisotropia de Anisotropia de resistividad La formación de capas de simulación será usada en el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación será inferida de las mediciones de Registro Durante la Perforación que Registros de imágenes Registros espectroscópicos elementales nucleares Herramientas de formación de imágenes profundas tales como que se basa en los contrastes de detección de Las presiones del orificio del pozo cercano serán medidas por la herramienta de La sobrecarga y otras distorsiones en las presiones serán corregidas por métodos Las presiones serán procesadas para proveer información en las presiones de depósito promedio dentro de la región de drenaje del Pozo Dirigido para las densidades de los fluidos que están en la formación intersectada por este pozo y las profundidades de los contactos de fluidos de Los datos para los fluidos del depósito y orificio del pozo serán adquiridos por sensores de LWD de orificio profundo inferiores de las presiones por la herramienta de LWD inferidos de los cortes de perforación inferidos de los pozos Las Profundidades de Contacto de Fluido será inferida de las mediciones de Registro Durante la Perforación que Gradientes de Presión inferidos de las mediciones de FPWD de StethoScope Herramientas de resistividad de formación de imágenes profundas tales como PeriScope Análisis de orificio profundo de fluidos de formación Las curvas de presión capilar pueden inferirse de varias incluyendo registros de tal como y resistividades de Los datos para inferir presión capilar pueden provenir de las presiones medidas por la herramienta de Las curvas de permeabilidad relativa de Dos Fases pueden inferirse del conocimiento de la invasión de filtrado de Los ejemplos para hacerlo El proceso de en los perfiles de invasión de Observan cómo disminuye la contaminación del filtrado cuando los fluidos de formación se bombean de nuevo en el orifico del Los datos para modelar el comportamiento hidráulico en el orifico del pozo serán medidos por los sensores de Se puede obtener información adicional para ayudar a la construcción del Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación se pueden obtener en el Pozo Dirigido para Producción que se está perforando con Dicha información puede provenir Registro de Flujo de usando un Generador de Neutrones por Impulsos Registro de velocidad de fases usando un sistema de inyector en una herramienta de Sondas ópticas eléctricas montadas en un cuello de Paquete de Tarjetas de Datos de Predicción 14c La información contenida en el Paquete de Tarjeta de Datos de Predicción 14c incluye los regímenes de esperados de los pozos la presión restringe las paredes y los criterios económicos que serán usados para optimizar el valor de la producción de los En la Fase de Predicción de las la Dirección para para un pozo aumenta al máximo la función de NPV en donde es la cantidad acumulativa de aceite que se puede producir del Pozo Dirigido para Se supone que será perforado en un depósito que contiene Petróleo y tal vez Gas y Agua son los costos totales de partida y mantenimiento y producción del La optimización de se somete a las siguientes restricciones C Tproduction PR WWPRmax WGORmin WGOR WBHP WT HP T Pabandonment OPRmin WT HT WT HT min En las restricciones Cl a son los costos para poner en línea el pozo para iniciar la producción de Los factores típicos que contribuyen a perforar el terminación y elevación de tubería requerida e instalaciones de proceso de superficie y limpieza de es el presupuesto de gasto de capital que puede asignarse para iniciar la es el tiempo en el cual se produce el petróleo es el tiempo máximo que puede producir el Hay muchas razones posibles por las que puede existir Por ejemplo puede referirse al período al cual el pozo puede producirse son respectivamente los regímenes máximos permisibles de producción de agua de son respectivamente las relaciones máximas y mínimas permisibles de producción de son respectivamente las presiones de flujo de orificio inferior de pozo previstas y mínimas permisibles son respectivamente las presiones de depósito previstas y mínimas permisibles son respectivamente los regímenes de producción de previstas y mínimas son respectivamente las temperaturas de cabeza de tubería de pozo previstas y mínimas permisibles son los costos recurrentes de producción de es el presupuesto para gastos operativos Construcción del Modelo de Base 12a de la figura El uso de toda la información relevante un Modelo de Base 12a del depósito se prepara antes de la perforación del Esto se realiza usando el Modelo Predictivo de Pozo y el software de simulación de flujo rápido el modelo de base proviene de usando El modelo puede predecir el desempeño de producción de pozo y se usa para ayudar al diseño de trayectoria de pozo de manera que la función objetiva puede aumentarse al La formación de capas y propiedades petrofisicas requeridas para la simulación serán obtenidas de los datos de pozo Los términos predictivo de Pozo Unico por sus siglas en y representan productos de software que pertenecen y son operados por Schlumberger Technology Corporation de El software Predictivo de pozos Único de aquí en adelante denominado como se exhibe en el número de serie de solicitud pendiente previa 764 presentada el 8 de diciembre de que es una continuación en parte de la solicitud número de serie presentada el 2 de diciembre de que es una solicitud de utilidad de la solicitud provisional previa serie número presentada el 8 de junio de las descripciones de las cuales se incorporan por referencia en la especificación de esta El software de simulación de flujo rápido de aquí en adelante denominado como se exhibe en la Patente de B2 de Thambynayagam y titulada Reservoir Evaluation and Assessment Tool Method and Apparatus and Program Storage la descripción de la cual se incorpora por referencia en la especificación de esta Actualización del Modelo de Base 12a para producir un Modelo Posterior provisional 12b en la figura 3 A medida que inicia la algunos de los datos requeridos para Dirección de Producción se adquieren del pozo que se está Los datos que pueden adquirirse se han descrito previamente en la Los datos recién adquiridos se usan para actualizar el Modelo de Base 12a de la figura usando técnicas de con el fin de generar un Modelo Posterior provisional 12b en la figura Deberá observarse que el Modelo de Base 12a por sí mismo puede manejar incertidumbres en los parámetros de entrada calculando un rango en PV previsto del La profundidad y grosor de capas usadas en el modelo de simulación será construido después de la interpretación de algunas de las mediciones denominadas antes para actualizar el modelo de Los datos de los registros de que se han mencionado previamente en relación con el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación será integrado usando los métodos de análisis de registros para proveer valores continuos de saturaciones de permeabilidad y permeabilidades relativas de dos El procedimiento de integración también permitirá el uso de datos que no son de tales como del análisis de Las profundidades de los contactos de las propiedades asociadas de los fluidos y las distribuciones de presiones capilares serán inferidas de las mediciones a las que se hace referencia Las trazas descritas antes serán usadas como parte de la creación de un modelo en capas tridimensional del El modelo también podrá tomarse en cuenta para el comportamiento hidráulico en el orificio del pozo durante la perforación del será suficiente modelar el impacto del Pozo Dirigido para Producción en producción futura del campo en el cual se está el modelo contendrá el Pozo Dirigido para Producción y tal vez otros pozos en el El modelo puede crearse por tales como Redes Neurales Artificiales para reconocer la formación de capas de los registros de LWD y Geoestadisticas para crear las distribuciones de El modelo construido será usado con y para llevar a cabo el análisis y simulaciones Construcción de de simulación de flujo 16 de la figura 3 El modelo de capas descrito antes del depósito será convertido a un modelo de simulación del depósito con el fin de ingresar el modo de igualación de El modo de igualación de historia implica la corrección de permeabilidad derivada de registro igualando la presión generada por el modelo de igualación con presión de FP D temporal real si está Durante este se lleva a cabo corrección para sobrecargar efectos debido a la invasión de fluido de El proceso de igualación de historia también da como resultado un cálculo para formar la cubierta para el el Paquete de Tarjetas de Datos Durante Perforación 14b2 será historia igualada para reproducir observaciones relevantes descritas previamente en este El simulador rápido será usado para igualar la historia de interferencia de múltiples Después de que se completa la igualación de el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación 14b2 puede combinarse con el Paquete de Tarjeas de Datos de Predicción 14c para crear un ensamble de modelos de Colectivamente se pueden usar para modelar el impacto del Pozo Dirigido para Producción en la producción futura del campo en el cual se está Las tales como ascenso y serán usadas antes de la simulación de flujo con El modelo se usa para optimizar el sujeto a restricciones Cl a CIO descritos a ciertos niveles específicos de riesgo de no lograr y también tal vez para rediseñar el pozo trayectorias de Este paso se lleva a cabo por el software junto con el simulador rápido Por lo en esta se cuantifica la incertidumbre en las predicciones del modelo de depósito usado para Dirección para Las técnicas Bayesian sin bien conocidas para ser adecuada para incorporar observaciones en un modelo previo de un sistema y no necesitan ser explicadas en la El software es un producto de Schlumberger Technology Corporation de El modelo de simulación ahora se puede usar para predecir el desempeño de producción a presión del Una prueba de múltiples regímenes simulados puede dar la Relación de Desempeño de Flujo Interno por sus siglas en del Una comparación de IPR en diferente momento indica la acumulación de productividad del El Software NPV Max 12 descrito en esta especificación también maneja los riesgos asociados con incertidumbre en las restricciones limitantes asociadas con las condiciones de Cl a a medida que procede la más de los datos requeridos para Dirección para producción se adquieren del pozo Dirigido para Estos datos se usan para actualizar periódicamente el Modelo Posterior 12b usando técnicas Bayesian y subsiguientemente para repetir la optimización de Los pasos anteriores para el Modelo de Base 12a para producir un Modelo Posterior provisional y un modelo de simulación de 16 de la figura 3 serán repetidas en varias estacones durante la perforación del Pozo Dirigido para Fin de Perforación del Pozo La perforación del pozo termina cuando el modelado de la Dirección para Producción indica que no es probable de un grado especifico de que puede optimizarse aún si se adquieren datos adicionales si será violada una de las restricciones de Cl a Transmisión de datos requeridos para volver a iniciar el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación 14b2 El NPV 12 asegurará que los datos de Registro Durante la Perforación adquiridos durante la perforación el Pozo Dirigido para se transmite eficientemente del orificio profundo a la superficie de la plataforma petrolera a las ubicaciones en donde el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación 14b2 se está Para asegurar la se usarán técnicas de proceso de tales como Transformaciones de Onda Discretas y Transformaciones Fourier serán usadas para eliminar distorsiones a los datos y para comprimir los datos Una descripción funcional de la operación de NPV 12 de la figura 1 se exhibe en los siguientes párrafos con referencia a las figuras 1 a 3 de los dibujos En las figuras 1 y haciendo referencia inicialmente a la figura recordar las del Software NPV Max que se ilustran en la figura construcción y uso de simulaciones de flujo para modelar el impacto de un pozo que se en la producción futura de un campo de depósito en el cual se perfora el uso de las simulaciones de flujo para optimizar aumentar al el valor de esta producción manipulando los métodos de perforación del pozo que se y uso de los datos adquiridos del pozo que se para construir las simulaciones de flujo y por lo tanto influencian la perforación del En la figura inicia la perforación de un orificio de pozo en un real y el procesador 10a del sistema de cómputo 10 de la figura 1 inicia la ejecución de NPV 12 con el fin de calcular un valor del Neto presente para cada de un una pluralidad de los valores de que a la pluralidad de del de asistencia persona o entidad de en la perforación del orificio del pozo en el por la trayectoria del orificio del pozo puede cambiar durante la o los métodos de perforación usados para perforar el orificio del pozo pueden cambiar Cuando el procesador 10a de la figura 1 ejecuta el NPV 12 que se almacena en la memoria mientras usa los de 14 del paquete de tarjetas de datos de simulación incluye una de tarjetas de datos un de tarjetas de datos durante la y un de tarjetas de datos de el procesador 10a de la figura 1 determinará el uso de de que se operan y ejecutan por un que se modaliza en el NPV Max un máximo de Valor Neto presente para cada en un campo de durante la perforación de un de pozo real Recordar que una de un campo de depósito se define como un que depende del tiempo lo largo del campo de depósito recordar que el término Neto Presente se define por ser una función del esperado de producción e menos los costos de perforación y terminar y mantener el El Neto Presente se representa por una en donde la además se representa por la siguiente en donde es la cantidad acumulativa de aceite que puede producirse de un pozo dirigido para producción y son los costos totales de inicio y mantenimiento de producción del Durante la perforación de un de pozo real en un campo de el procesador 10a aumentará al máximo u optimizará la de para cada en el determinando asi o más valores de los Valores Netos Presentes para cada en el Cuando el procesador 10a determina uno o más valores del Valor Neto Presente para cada en un pluralidad de valores presentes será determinado el cual a una de en el Cuando la de valores presentes se determinan a estaciones de en el depósito la persona de perforación o entidad puede determinar la de valores netos que a la de en el cómo y perforación de un orificio de pozo en el depósito correspondiente no la forma de cambiar los métodos de perforación asociados con la perforación del orificio del con el fin de aumentar al máximo la producción de petróleo gas del depósito Por cuando la de valores netos se determinan a estaciones de en el la o entidad de pueden determinar la de los valores netos que a la de en el las especificas del depósito modelado que tienen los o de la pluralidad de valores de Cuando la o entidad de conoce cuales del depósito modelado tienen los o de la pluralidad de valores de la o entidad de perforar y el orificio de pozo en el depósito cambiar la trayectoria del orificio del pzo que se perfora en el depósito con el fin de seguir las del depósito modelado que tienen los o de la pluralidad de valores de optimizando o aumentando asi la producción de petróleo gas del depósito no Además o como la o entidad de puede cambiar los métodos de mientas perfora el orificio del zoo en el específicamente de acuerdo con los o de la de los valores de NPV que a la pluralidad de estaciones del depósito aumentando si la producción de petróleo gas del depósito no Cuando el orifico de pozo se y la perforación del orificio del pozo en el real y que los pueden volverse a operar y ejecutar subsiguientemente por el que se modaliza en el NPV 12 de la figura En la figura referirse a la figura 3 que ilustra una construcción detallada del de NPV 12 y su de Tarjetas de Datos de En la figura el proceso de perforación única en el paso El inicio con la que es la en el En la primera interacción de la figura 3 que corresponde a la del En las interacciones subsiguientes que corresponden a las del o más valores adicionales de NPV serán determinados para las en el El proceso de perforación se en el paso cuando la optimización adicional de NPV no es Mientras se perfora el orificio del pozo en un depósito real correspondiente la o entidad de usará o más valores de NPV para las en el se determinan por el sistema de cómputo de la figura para determinar la óptima del orificio del pozo durante la el depósito real los de óptimos usados para perforar el orificio del pozo en el depósito real con el fin de aumentar al máximo la producción de petróleo gas del En la Figura recordar que la información en el Paquete de Tarjeta de Datos de Simulación 14 de las figuras 1 y 3 se divide en los tres paquetes de tarjetas de datos el Paquete de Datos Previos que es la información que describe el estado del depósito antes de que sea perforado el el Paquete de Tarjetas de Datos Durante la Perforación que es la información procesada e interpretada durante la perforación y el Paquete de Tarjetas de Datos de Predicción 14c que describe la forma en que el Pozo Dirigido para Producción y los otros pozos en el depósito serán producidos El uso de toda la información incluyendo los datos modalizadas en el paquete de tarjeta de datos previos 14a y el paquete de tarjeta de datos de predicción un de base1 12a de la figura 3 se construye antes de la perforación de un de pozo1 en un campo de El de base1 12a de la figura 3 puede predecir el desempeño de producción del del y se usa para ayudar a diseñar la trayectoria del del de manera que de Función puede aumentarse al máximo cada estación del depósito Conforme inicia la perforación del del algunos de los datos requeridos para la de producción1 se adquiere del del que se está Estos datos recién adquiridos se usan para actualizar el de 12a para generar así el posterior 12b de la figura en donde el posterior 12b representa un en capas tridimensional del que es suficiente para modelar el impacto del pozo dirigido para producción en la producción futura del campo de depósito en el cual el de se perfora función 12a de la figura el posterior 12b contendrán el dirigido para y tal vez otros pozos en el El posterior que representa un en capas tridimensional del luego se convierte a un de simulación del con el fin de introducir la de igualación de 12cl de la figura En en la de igualación de 12cl de la figura previamente conocida como históricos serán introducidos en el de simulación del mencionado En respuesta a lo el de simulación del será comparado con los históricos Si los aproximadamente iguales a los históricos el de simulación del ha pasado exitosamente a la de igualación de En este el procesador 10a puede iniciar ahora en la de 12c2 en donde el comportamiento futuro de depósito puede En en la de igualación de 12cl de la figura recordar que la de igualación de 12cl implica la corrección de permeabilidad derivada de registro igualando la presión generada del modelo con la presión de FP D temporal real si está Durante este se lleva a cabo la corrección de los efectos sobrecargados debido a la invasión del fluido de El proceso de igualación de historia también da como resultado un cálculo de formación de cubierta del Después de que se complete la de igualación de en la de 12c2 de la figura el de tarjetas durante la 14b2 puede combinarse con el de tarjetas de datos de 14c para crear asi un de modelos de el de modelos de que se modalizan colectivamente en la de 12c2 de la figura pueden usarse para modelar el impacto del pozo dirigido para producción en la producción futura del campo de depósito en el cual el de se perfora 12a de la figura El de modelos de moralizados en la de se usan para optimizar el Neto presente sujeto a la restricciones Cl a CIO paso 18 de la figura Es el de modelos de modalizados en la de se usan para optimizar la Función Objetiva el paso 18 de la figura en donde es la cantidad acumulativa de petróleo que puede producirse de un pozo dirigido para producción y son los costos totales de inicio y mantenimiento de producción del Cuando se optimiza el Neto Presente el del puede volverse a Por cuando se vuelve a diseñar el del la trayectoria del del puede o los métodos de para perforar el orificio del pueden El de modelos de mencionados antes aquí en el de pueden usare para predecir el desempeño de producción por presión del del A medida que procede el del se adquieren más de los datos requeridos para la dirección de producción del pozo dirigido para producción y estos datos se usan para actualizar el 12b de la figura 3 y luego repite la optimización de en el paso 18 de en la de 12c2 de la figura Los pasos descritos antes de la del modelo de base 12a para producir el modelo posterior y el modelo de simulación de 16 se repiten luego en varias durante la perforación del del dirigido para por lo el incremento de a donde representa la y representa a la y repite los pasos a los que se hace referencia Sin la perforación del del en el depósito se termina cuando el modelado del pozo dirigido para producción indica que no es probable que pueda optimizarse DESCRIPCIÓN DETALLADA En la Figura en esta el simuladores 12c de la figura 3 se usa con el fin de igualar la historia automática y la optimización y predicación de producción El simulador 12c incluye un grupo de condiciones iniciales y limitadas y una ecuación Solución matemática del problema de simulación de flujo de depósito en capas En la Figura el flujo de trabajo de la figura 3 incluye un simulador sin analítico 12c que es particularmente adecuado para manejar los datos temporales de presión y El simulador analítico generalizado 12c de la figura 3 soporta los pozos verticales y desviados en un depósito heterogéneo en múltiples El límite del depósito puede modelarse como presión sin flujo o constante que significa un o una combinación de El simulador 12c puede modelar los depósitos fracturados naturalmente y fracturas hidráulicas en pozos El modelo de fractura hidráulica cuenta para el flujo que no es Darcy en la Aunque el pozo se representa por una fuente en se han aplicado correcciones estándar en la industria adecuadas para tomar en cuenta los efectos de almacenamiento del orificio del pozo y radio finito del orificio del Los pozos pueden tener fracturas hidráulicas de conductividad finitas e Los efectos de interferencia de los pozos múltiples se En esta el simulador se usa para los fines de igualación automática de predicción de optimización y Condiciones iniciales limitantes y ecuación reguladora d At y en 0 2 La presión inicial En el intervalo que corresponden a alguna de la ecuación diferencial parcial donde y El Pozo Dirigido para Producción Una linea inclinada de longitud finita pasando a través Las soluciones para una fuente continua se da por x x f 4 d dudvdr T33 ??3 1 6 a 0 0 0 En donde ú0j es la inclinación para el plano y es la intercepción al eje en domino de la condición límite Sustituyendo por y de la ecuación en 1 se obtiene una relación de ecuación integral de recurrencia en tres puntos en tiempo y espacio Los coeficientes de la ecuación integral recurrencia para dj z se dan por en donde a o x J dvdwdr 1 ?3 26 j a x Í2 La respuesta de presión promedio espacial de linea inclinada se obtiene por integración adicional U f f f rr Z0 COt X b cot sin x ?3 O W 4 í cos í X 6 0 0 0 x cot sin X dudvdwdz El Pozo dirigido para Producción y otros pozos horizontal en el Cuando ocurre la producción de hidrocarburos a través de fuentes de múltiples lineas de longitudes finitas y pasando a través de para para M y faj para y múltiples pozos desviados zoiij pasando a través de para Nd y múltiples fuentes rectangulares de área finita j y pasando a través de para para y para En donde LT Nd La solución de presión en cualquier punto dado z en espacio en tiempo t se obtiene reemplazando el término de fuente en ecuaciones por cot eos x x x x x Los coeficientes de la ecuación integral de recurrencia t í y se ecuaciones y El coeficiente se da ?3 2 Í0 Zn 1 d 2 cot cos x x 2o 1 ? 0 0 o La respuesta de presión promedio espacial línea se da por 3 3 3 l x X V V 3 V 3 a d La respuesta de presión promedio espacial linea 0 se da por x x 7o x dudvdr 0 0 o d 0 0 0 2a 2a La respuesta de presión promedio espacial de la línea inclinada se da por P x eos flw x x x y x J x x i 1 sin q t x X O x í x i cot sin x f ?3 o cos cot cos co sin a 0 0 0 X ?3 x La respuesta de presión promedio espacial del rectángulo se da por 1 Pj I x cot sin x W X X 26 26 0 0 ? 1 3 2a 2a ? d 2 1 2 La respuesta de presión promedio espacial rectángulo z020j por d f J I f 2 2 sin x 26 x X 3 3 2 0 0 0 Refiriéndose ahora a la figura 4 que ilustra una comparación de derivada de presión con un simulador numérico para un pozo En la figura para un pozo desviado con ángulo la salida de presión por el simulador rápido se validó contra un simulador numérico para precisión y La igualación de presión y derivada de presión se presenta en la Figura En este la nueva solución toma tres segundos para ejecutarse comparado con cuatro minutos para un simulador Otro punto importante de observar es que tarda un tiempo considerable medio crear el modelo numérico de enrejillado fino y se asegura que está relativamente libre de los efectos de la El modelo por otro está completamente sin rejilla y puede crearse con unos cuantos movimientos del de dos fases La ecuación de base es estrictamente válida para un fluido de una sola fase ligeramente Sin se han aplicado métodos de linearización adecuada aplicada para gas de y aplicaciones de múltiples Específicamente para se ha usado el concepto de pseudo presión de gas real como se describe por Ramey y A bajas la linearización se mejoró usando Por otro para el flujo de múltiples se usa el concepto de de dos fases como se describe por La pseudo presión en dos fases se da por no es realmente una función de presión sino de Se deberá encontrar cómo se relaciona la saturación la Una relación puede obtenerse a través del experimento y se basa en la siguiente ecuación Observar que R se mide produciendo la relación de en la De la prueba del pozo tabular trp y De PVT y la prueba de pozo calcular usando la Ecuación De las curvas de permeabilidad relativas o correlación de calcular como una función de De lo anterior obtener p contra Puede ser necesaria la extrapolación para el siguiente Ahora para cualquier p se puede obtener Uso de integración numérica para obtener m para todo Observar que para la acumulación pozo se es necesaria una modificación del procedimiento En tal caso en la Ecuación 2 se usa para R el valor antes de redondearse Como se puede observar de la evaluación anterior de la integral de pseudo presión requiere el reconocimiento de la relación de Con frecuencia es difícil encontrar predicción durante un largo Sin para las pruebas de términos con mediciones se puede aplicar realmente el procedimiento descrito Nomenclatura a Anchura de la b Amplitud de la F Grosor de m kz Permeabilidad en la direcciono y y m µ coeficientes de difusión Presión en la capa Régimen de producción del pozo íth o fractura en la capa t Tiempo de producción estático del pozo íth o fractura en la capa La inclinación al plano del pozo íth o fractura en la capa La intercepción al eje z del pozo íth o fractura en la capa Función del paso de Unidad de Ileaviside Ü Q Variable de Lapl i 0 1 Función theta elíptica de la tercera clase Integral de función theta elíptica de la tercera clase Segunda integral de función theta elíptica de la tercera clase REFERENCIAS Real gas a new function for pressure buildup analysis of mhl gas wells SPE y Crawford The flow of real gases through porous media Trans SPE W y Wilkinson Field optimization tool for maximizing asset value SPE y Spath A method for analysis of pressure response with a formation tester influenced by supercharging SPE y ard planning saves y Pampun Quantitative formation permeability evaluation from stoneley waves SPE y Spath Generalized analytical solution for reservoir problems múltiple wells and boundary conditions SPE y hen should we worry about supercharging in formation pressure while drilling dnd R K Thambynayagam analytical solution for múltiple layer reservoir problems with múltiple deviated and fractured wells SPE IPTC y Correcting formation pressurements made while y A robust permeability for siliciclastics test Wells producing by solution gas Trans SPE Savundararaj y Valuation of technology and information for reservoir risk Reservoir Evaluation and and Water cut and fractional flow logs f om array induction and A well test for determination of relative permeability Cada una de las exhibidas antes se incorporan por referencia en la especificación de esta La descripción anterior del NPV siendo así será obvio que puede variar la misma de muchas Dichas variaciones no serán consideradas como alejadas del espíritu y alcance del o sistema o dispositivo de almacenamiento de programa o programa de cómputo y todas las modificaciones que serán obvias para alguien experto en la materia se pretende que sean incluidas dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones insufficientOCRQuality

Claims (21)

REIVINDICACIONES

1. - Un método para modelar un primer depósito mientras se perfora un orificio de pozo en un segundo depósito correspondiente, el primer depósito teniendo una pluralidad de estaciones, comprendiendo: (a) determinar una pluralidad de valores del valor neto presente que corresponde, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito; y (b) perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto presente.

2. - El método de la reivindicación 1, en donde el paso (a) de determinación comprende: (al) determinar un subgrupo de los óptimos de la pluralidad de valores del valor neto presente; y (a2) determinar un subgrupo de estaciones de la pluralidad de estaciones del primer depósito que corresponde al subgrupo de los óptimos de la pluralidad, de lores del valor neto presente.

3. - El método de la reivindicación 2. en donde el paso de perforación (b) comprende: (bl) perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con el subgrupo de estaciones de la pluralidad de estaciones del primer depósito que corresponde al subgrupo de los óptimos de la pluralidad de alores del valor neto presente.

4. - El método de la reivindicación 1, en donde el paso (a) de determinación comprende: construir un modelo de base adaptado para predecir un desempeño de producción del orificio del pozo.

5. - El método de la reivindicación 4, en donde el paso de determinación (a) comprende además: adquirir datos del orificio del pozo durante la perforación del orifico del pozo en el segundo depósito correspondiente; y en respuesta a los datos, actualizar el modelo de base usando los datos para generar asi un modelo posterior interino adaptado para modelar un impacto de la perforación del orificio del pozo en una producción futuro del segundo depósito correspondiente en el cual se perfora el orificio del pozo.

6. - El método de la reivindicación 5, en donde el paso (a) de determinación comprende además: convertir el modelo posterior en un modelo de simulación del segundo depósito correspondiente; y en respuesta al paso de conversión, igualar la historia del modelo de simulación del segundo depósito correspondiente .

7. - El método de la reivindicación 6, en donde el paso de determinación (a) comprende además: en respuesta al paso de igualación de historia, generar un ensamble de modelos de simulación, adaptado para modelar un impacto de la perforación del orificio de pozo en una producción futura del segundo depósito correspondiente en el cual se perfora el orificio del pozo y adaptado para optimizar la pluralidad de valores del valor neto presente que corresponde, respectivamente, a la pluralizad de estaciones del primer depósito.

8. - El método de la reivindicación 7, en donde el ensamble de modelos de simulación optimizan la pluralidad de valores del valor neto presente que corresponde, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito optimizando una función objetiva: NPV = f(WOPT, Ccosts-of-well) , en donde 'WOPT' es la cantidad acumulativa de petróleo que se puede producir de un pozo dirigido para producción y 'Ccosts-of-well' son los costos totales de inicio y mantenimiento de producción del orificio del pozo.

9. - El método de la reivindicación 8, en donde el paso de perforación (b) para perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto presente, comprende: cambiar una trayectoria del orificio del pozo con la condición en la que el ensamble de los modelos de simulación optimizan la pluralidad de valores del valor neto presente que corresponden, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito; y perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la trayectoria cambiada .

10. - El método de la reivindicación 8, en donde el paso de perforación (b) para perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto presente, comprende: cambiar un método de perforación, adaptado para perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente, con la condición de que el ensamble de modelos de simulación optimizan la pluralidad de valores del valor neto correspondiente, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito; y perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con el método de perforación cambiado.

11. - Un método para determinar una trayectoria óptima de un orificio de pozo que se perfora en un depósito, comprendiendo : (a) modelar un depósito correspondiente en un simulador, dicho depósito correspondiente teniendo una pluralidad de estaciones; (b) determinar una pluralidad de valores netos presente correspondiendo, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del depósito correspondiente; (c) determinar éntrela pluralidad de valores netos presente, un subgrupo de los máximos, en relación con un umbral predeterminado, de la pluralidad de los valores netos presentes; (d) determinar, de entre la pluralidad de estaciones del depósito correspondiente, un subgrupo de las estaciones que corresponden, respectivamente, al subgrupo de los máximos de la pluralidad de los valores netos presente; y (e) perfora el orificio del pozo en el depósito a lo largo de una trayectoria que corresponde al subgrupo de estaciones, la trayectoria óptima del orificio del pozo siendo perforada en el depósito correspondiendo a la trayectoria .

12. - El método de la reivindicación 11, en donde el paso de determinación b) comprende: construir un modelo de base adaptado para predecir un desempeño de producción de orificio del pozo.

13. - El método de la reivindicación 12, en donde el paso de determinación (b) comprende además: adquirir datos del orifico del pozo mientras se perfora el orifico del pozo en el depósito; y en respuesta a los datos, actualizar el modelo de base usando los datos para generar asi un modelo posterior provisional adaptado para modelar un impacto de la perforación del orifico del pozo en una producción futura del depósito en el cual se perfora el orificio del pozo.

14. - El método de la reivindicación 13, en donde el paso (b) de determinación comprende además: convertir el modelo posterior en un modelo de simulación del depósito; y en respuesta al paso de conversión, la igualación de historia del modelo de estimulación del depósito.

15. - El método de la reivindicación 14, en donde el paso de determinación (b) comprende además: en respuesta al paso de igualación de historia, generar un ensamble de modelos de simulación, adaptados para modelar un impacto de la perforación del orificio del pozo en una producción futura del depósito en el cual se perfora el orifico del pozo y adaptado para optimizar la pluralidad de valores del valor neto presente correspondiendo, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del depósito correspondiente .

16. - El método de la reivindicación 15, en donde el ensamble de modelos de simulación optimizan la pluralidad de valores del valor neto presente correspondiendo, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del depósito correspondiente optimizando una función objetiva: NPV=f(WOPT, Ccosts-of-well) , en donde 'WOPT' es la cantidad acumulativa de petróleo que puede producirse de un pozo dirigido para producción y 'Ccosts-of-well' son los costos totales de inicio y mantenimiento de producción del orificio del pozo.

17. - El método de la reivindicación 16, en donde el paso de perforación (e) comprende: cambiar una trayectoria del orificio del pozo con la condición de que el ensamble de modelos de simulación optimiza la pluralidad de valores del valor neto presente que corresponde, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del depósito correspondiente; y perforar el orificio del pozo en el depósito de acuerdo con la trayectoria cambiada.

18. - Un dispositivo de almacenamiento de programa que puede leerse por una máquina que modaliza tangiblemente un grupo de instrucciones que pueden ejecutarse por la máquina para llevar a cabo los pasos del método para modelar un primer depósito mientras perfora un orificio de pozo en un segundo depósito correspondiente, el primer depósito teniendo una pluralidad de estaciones, los pasos del método comprendiendo : (a) determinar una pluralidad de valores de valor neto presente correspondiendo, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito, el orifico de pozo siendo perforado en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto presente.

19. - El dispositivo de almacenamiento del programa de la reivindicación 18, en donde el paso de determinación 8a) comprende: determinar un subgrupo de los máximos, en relación con un valor de umbral, de la pluralidad de valores de valor neto presente; y determinar un subgrupo de estaciones de la pluralidad de estaciones del primer depósito que corresponden al subgrupo de los máximos de la pluralidad de valores del valor neto presente.

20. - El dispositivo de almacenamiento de programa de la reivindicación 19, en donde: el orificio de pozo se perfora en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con el subgrupo de estaciones de la pluralidad de estaciones del primer depósito que corresponde al subgrupo de los máximos de la pluralidad de valores del valor neto presente.

21. - Un sistema adaptado para modelar un primer depósito mientras perfora un orificio del pozo en un segundo depósito correspondiente, el primer depósito teniendo una pluralidad de estaciones, comprendiendo: aparato adaptado para determinar una pluralidad de valores del valor neto presente correspondiendo, respectivamente, a la pluralidad de estaciones del primer depósito; y aparato adaptado para perforar el orificio del pozo en el segundo depósito correspondiente de acuerdo con la pluralidad de valores del valor neto presente.