BR112016006619B1

BR112016006619B1 - Método e sistema

Info

Publication number: BR112016006619B1
Application number: BR112016006619-7A
Authority: BR
Inventors: Christopher Michael Jones; Michael T. Pelletier; Li Gao; David L Perkins; Dingding Chen
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc
Priority date: 2013-11-07
Filing date: 2013-11-07
Publication date: 2023-02-07
Also published as: US20160011331A1; MX364119B; MX2016003772A; EP3033703A1; BR112016006619A8; BR112016006619A2; WO2015069249A1; US10012763B2

Abstract

MÉTODO, DISPOSITIVO DE ARMAZENAMENTO LEGÍVEL POR MÁQUINA E SISTEMA. Várias modalidades incluem aparelho e método para realizar uma correlação de dados e/ou uma análise estatística de dados. Uma correlação de dados pode incluir a geração de um produto escalar de respostas medidas com respostas conhecidas e utilizar um limiar para determinar uma correlação dos dados. Análise estatística dos dados pode incluir a geração de uma medida estatística de dados de medição, comparar a medida estatística com o valor de limiar, e determinar o status de fase de um fluido. Aparelho, sistemas e métodos adicionais são revelados.

Description

Campo técnico

[0001] A presente invenção se refere geralmente a aparelho e métodos relacionados às medições e análise de dados de medição.

Antecedentes

[0002] Na perfuração de poços para exploração de petróleo e gás, o entendimento da estrutura e propriedades da formação geológica associada proporciona informação para auxiliar tal informação. As medições em um furo de poço, também referido como poço, são realizadas tipicamente para obtenção desse entendimento. Contudo, o ambiente no qual operam as ferramentas de perfuração está em distâncias significativas abaixo da superfície e as medições para gerenciar a operação de tal equipamento são feitas nesses locais. A utilidade de tais medições pode estar relacionada à precisão ou qualidade da informação derivada a partir de tais medições. Esforços em andamento estão sendo direcionados para aperfeiçoar as técnicas para melhorar a exatidão ou a qualidade da informação derivada de tais medições.

Breve descrição dos desenhos

[0003] A Figura 1 mostra características de um método exemplar para proporcionar análise de correlação de dados, de acordo com várias modalidades.

[0004] A Figura 2 mostra uma resposta óptica para a água obtida a partir de uma formação e água pura, de acordo com várias modalidades.

[0005] A Figura 3 mostra uma resposta óptica para o petróleo obtido a partir da formação e petróleos de reservatório medido em laboratório, de acordo com várias modalidades.

[0006] A Figura 4 ilustra a correlação dos dados de campo com os dados medidos em laboratório para um procedimento de esgotamento e amostragem de formação, de acordo com várias modalidades.

[0007] A Figura 5 mostra a densidade medida durante o esgotamento e amostragem, de acordo com várias modalidades.

[0008] A Figura 6 mostra as características de um método exemplar para proporcionar análise estatística de dados, de acordo com várias modalidades.

[0009] A Figura 7 mostra medições típicas de densidade de fundo de poço coletadas durante uma operação de esgotamento, de acordo com várias modalidades.

[0010] A Figura 8A mostra um sinal óptico representativo de uma medição óptica no mesmo fluido observado pelo densitômetro para a operação de esgotamento mostrada na Figura 7, de acordo com várias modalidades.

[0011] A Figura 8B ilustra desvio padrão a partir do sinal da Figura 8A, de acordo com várias modalidades.

[0012] A Figura 9 mostra um meio de execução de um sinal óptico com relação às amostras designadas como de múltiplas fases ou anormal, de acordo com várias modalidades.

[0013] A Figura 10 ilustra um diagrama em blocos de características de um sistema exemplar operável para realizar uma correlação de dados e/ou uma análise estatística de dados, de acordo com várias modalidades.

[0014] A Figura 11 ilustra um sistema exemplar em um local de perfuração, onde o sistema é operável para realizar uma correlação de dados e/ou uma análise estatística de dados, de acordo com várias modalidades.

Descrição detalhada

[0015] A descrição detalhada seguinte se refere aos desenhos anexos que mostram como ilustração e não como limitação, diversas modalidades nas quais a invenção pode ser praticada. Essas modalidades são descritas em detalhe suficiente para permitir que aqueles versados na arte pratiquem essas e outras modalidades. Outras modalidades podem ser utilizadas, e mudanças estruturais, lógicas, e elétricas podem ser feitas nessas modalidades. As várias modalidades não são necessariamente exclusivas mutuamente, uma vez que algumas modalidades podem ser combinadas com uma ou mais de outras modalidades para formar novas modalidades. A descrição detalhada seguinte, portanto, não deve ser considerada em um sentido limitador.

[0016] A Figura 1 mostra as características de uma modalidade de um método exemplar para proporcionar análise de correlação de dados. Em 110, as respostas são adquiridas a partir de um sensor que mede uma amostra ou sistema. O sensor pode ser um ou mais dispositivos, os quais podem ser mecânicos, baseados em eletricidade (isto é, pressão), baseados em acústica, baseados de forma nuclear ou dispositivos de base óptica. As respostas podem ser uma ou mais respostas. Por exemplo, as respostas podem ser uma medida das propriedades físicas do sistema tal como pressão, temperatura, densidade, resistividade ou capacitância. As respostas podem ser uma medida da composição química do sistema. Em 120, um produto escalar é gerado entre um vetor das respostas e um vetor de respostas conhecidas. A geração do produto escalar pode ser realizada de tal modo que um fator de correlação é gerado tendo um valor dentro de um intervalo fixado, uma extremidade do intervalo fixado correspondendo a um status de elevada correlação e uma extremidade oposta do intervalo fixado correspondendo a um status não correlacionado. As respostas conhecidas podem ser recuperadas a partir de uma biblioteca de respostas. As respostas de medição adquiridas e as respostas conhecidas podem estar em termos de valores de corrente, voltagem, frequência, contagens, taxas de contagem, intensidade, ou outro parâmetro, dependendo dos dispositivos de medição a partir dos quais os sinais de medição são adquiridos e podem ser processados para análise e possível armazenamento em uma biblioteca de resposta. As respostas e as respostas conhecidas podem ser normalizadas e o intervalo fixado pode ser um intervalo de zero a um. Tal intervalo pode incluir zero e um. Essas operações podem ser realizadas por um ou mais processadores operando para executar um número de procedimentos. Esses procedimentos podem incluir o uso do fator de correlação para identificar a ocorrência de uma única fase em uma operação em um fluido.

[0017] O método ou um método similar pode incluir comparar o fator de correlação com um limiar de correlação para um material especificado, e identificar conjuntos de dados tendo fatores de correlação maiores do que o limiar de correlação. As respostas podem ser adquiridas em uma operação relacionada ao poço, e a correlação das respostas pode ser realizada com relação ao petróleo, água ou ambos: petróleo e água. Os níveis de contaminação podem ser determinados durante uma operação de esgotamento em uma operação relacionada ao poço. A correlação das respostas pode ser usada para determinar uma calibragem a ser usada em uma operação relacionada ao poço, com base em um conjunto de petróleos conhecidos em um banco de dados. A correlação das respostas pode ser usada para classificar os dados para predição de desempenho em regimes de fluidos de múltiplas fases durante a avaliação da formação ou durante a produção. A correlação das respostas pode ser usada para interpretar o comportamento resolvido em relação ao tempo dos regimes de fluidos de múltiplas fases.

[0018] O método ou um método similar pode incluir a obtenção de respostas a partir de um segundo sensor; ajuste da resposta conhecida utilizando as respostas a partir do segundo sensor; e geração de um segundo produto escalar entre o vetor das respostas e um vetor das respostas conhecidas ajustadas de tal modo que um segundo fator de correlação é gerado tendo um valor dentro do intervalo fixado. Esse processo de atualização proporciona um mecanismo para guiar o fator de correlação para aquele que reflita que as condições da resposta medida correspondem às condições refletidas em conjunto com um ou mais sensores adicionais. A resposta conhecida ajustada pode ser adicionada à biblioteca de respostas a partir da qual a resposta conhecida foi acessada. Isso proporciona um meio de atualizar a biblioteca de respostas. Em várias modalidades, as respostas a partir do sensor podem ser respostas ópticas, uma resposta óptica sendo uma resposta de um detector óptico. Outras modalidades podem usar outros sensores.

[0019] Em várias modalidades, um método para proporcionar análise de correlação dos dados pode incluir aquisição de respostas a partir de um sensor; aquisição de respostas adicionais a partir de um segundo sensor; e identificação de padrões de resposta do sensor nas respostas adicionais a partir do segundo sensor; geração de um produto escalar entre um vetor das respostas e um vetor dos padrões de resposta identificados de tal modo que um fator de correlação seja gerado tendo um valor dentro de um intervalo fixado, uma extremidade do intervalo fixado correspondendo a um status de elevada correlação e uma extremidade oposta do intervalo fixado correspondendo a um status não correlacionado. Essas operações podem ser realizadas por um ou mais processadores operando para executar um número de procedimentos. As respostas a partir do segundo sensor podem incluir respostas correlacionadas a um ou mais de densidade de fluido, viscosidade, resistividade ou constante dielétrica. Com a resposta do sensor muito correlacionada aos padrões observados de um ou mais de outros sensores, a resposta medida pode ser adicionada a uma biblioteca de respostas correspondendo às condições dos padrões de resposta do um ou mais de outros sensores. Várias modalidades, as respostas a partir do sensor podem ser respostas ópticas, uma resposta óptica sendo uma resposta de um detector óptico. Outras modalidades podem usar outros sensores.

[0020] Em várias modalidades, um dispositivo de armazenamento legível por máquina pode compreender instruções armazenadas no mesmo, as quais, quando executadas por uma máquina, fazem com que a máquina realize operações, as operações compreendendo uma ou mais características similares ou idênticas às características dos métodos e técnicas relacionados à correlação de dados aqui descrita. A estrutura física de tais instruções pode ser operada por um ou mais processadores. A execução dessas estruturas físicas pode fazer com que a máquina realize operações para obter respostas a partir de um sensor; e gerem um produto escalar entre um vetor das respostas e um vetor de respostas conhecidas de tal modo que um fator de correlação seja gerado tendo um valor dentro de um intervalo fixado, uma extremidade do intervalo fixado correspondendo a um status de elevada correlação e uma extremidade oposta do intervalo fixado correspondendo a um status não correlacionado. As instruções podem incluir instruções para adquirir respostas a partir de um sensor; adquirir respostas adicionais a partir de um segundo sensor; identificar os padrões de resposta do sensor nas respostas adicionais a partir do segundo sensor; e gerar um produto escalar entre um vetor das respostas e um vetor dos padrões de resposta identificados de tal modo que um fator de correlação é gerado tendo um valor dentro de um intervalo fixado, uma extremidade do intervalo fixado correspondendo a um status de correlação elevada e uma extremidade oposta do intervalo fixado correspondendo a um status não correlacionado. As instruções podem incluir instruções para operar os sensores para proporcionar dados a uma unidade de processamento para processamento de acordo com os ensinamentos aqui apresentados. Os sensores podem ser sensores de fundo de poço ou sensores de superfície em um local de poço. Adicionalmente, um dispositivo de armazenamento legível por máquina, neste documento, é um dispositivo físico que armazena os dados representados pelas estruturas físicas dentro do dispositivo. Exemplos de dispositivos de armazenamento legíveis por máquina podem incluir, mas não são limitados à memória de leitura (ROM), memória de acesso aleatório (RAM), dispositivo de armazenamento de disco magnético, dispositivo de armazenamento óptico, memória flash, e outros dispositivos de memória, eletrônicos, magnéticos e/ou ópticos.

[0021] Em várias modalidades, um sistema pode compreender um ou mais sensores e unidades de processamento para processar os dados adquiridos a partir de um ou mais sensores para realizar a análise de correlação de dados. O um ou mais sensores e a unidade de processamento podem ser configurados para realizar uma ou mais operações de acordo com as técnicas de análise de correlação de dados que são similares ou idênticas aos métodos ensinados aqui. A unidade de processamento pode ser estruturada para realizar técnicas de processamento similares ou idênticas às técnicas discutidas aqui. A unidade de processamento pode ser configurada para processar os sinais adquiridos e processar os dados relacionados ou gerados a partir dos sinais adquiridos. A unidade de processamento pode ser arranjada como uma unidade integrada ou uma unidade distribuída. A unidade de processamento pode ser disposta na superfície de um furo de poço para processar os dados a partir da operação de uma ferramenta de medição de fundo de poço. A unidade de processamento pode ser disposta em uma unidade de alojamento integrada com a medição ou disposta no fundo de poço nas proximidades da estrutura de ferramenta.

[0022] Em várias modalidades, um produto escalar de respostas ópticas medidas a partir de uma ferramenta de fundo de poço e um conjunto de respostas ópticas conhecidas podem ser usados para melhorar a interpretação dos sistemas ópticos. As respostas ópticas conhecidas podem ser predeterminadas e armazenadas em uma biblioteca de petróleo padrão. Esse uso de um produto escalar permite a rápida interpretação do comportamento de fase durante amostragem de fundo de poço dos fluidos de reservatório. Essa abordagem também permite a classificação automática dos dados ópticos para processamento posterior. Essa abordagem de análise não é limitada aos dados ópticos, nem é limitada aos dados de fundo de poço.

[0023] Respostas ópticas a partir dos sensores utilizados em fundo de poço podem ser difíceis de interpretar, especialmente em regimes de fluido de múltiplas fases que mudam rapidamente com relação à frequência de amostragem, por exemplo, durante esgotamento. Para facilitar a interpretação de dados ópticos, as respostas de detector de um sistema óptico podem ser correlacionadas a um conjunto de respostas conhecidas. Uma abordagem para realizar essa correlação é a de utilizar o produto escalar, também referido como um produto interno, entre as respostas ópticas (O) e um conjunto de respostas de biblioteca (L), onde cada vetor é normalizado. Uma resposta óptica pode incluir uma resposta de um detector óptico correspondente. A forma da resposta, tal como voltagem, corrente, luz ou representação digital do detector óptico pode depender da aplicação. A correlação (C) de uma amostra definida na Equação (1) pode escalar entre 0 e 1, com 1 sendo altamente correlacionado e 0 sendo não correlacionado.

onde:

com as variáveis plicadas sendo os valores normalizados e n sendo o número de medições por amostra. Por exemplo, um conjunto de respostas de água e um conjunto de respostas de petróleo podem ser medidas e registrados em uma medição de laboratório controlada. Quando um sensor óptico é operado no campo, as respostas medidas podem ser correlacionadas às respostas obtidas a priori em dados de medição controlados de laboratório. Os resultados de correlação podem permitir interpretação de fase (água/petróleo ou gás) dos dados de campo.

[0024] A Figura 2 mostra uma resposta óptica para água obtida a partir da formação 240 e água pura 250. As duas respostas de filtro foram coletadas em 97,78°C (208°F). As diferenças se devem aos sólidos dissolvidos e petróleo e similarmente contêm algum nível de contaminação de filtrado. A Figura 3 mostra uma resposta óptica para o petróleo obtido a partir da formação 340 e a partir do óleo de reservatório medido em laboratório 350. As diferenças se devem provavelmente ao gás dissolvido e às diferentes composições de hidrocarbonetos de asfalteno, saturadas, aromáticas, e de resina (SARA).

[0025] Os dados de campo podem ser então correlacionados às respostas ópticas obtidas no laboratório. As respostas ópticas obtidas no laboratório podem ser armazenadas em uma biblioteca de banco de dados. A Figura 4 ilustra essa correlação de dados de campo com água medida de laboratório 440 e petróleo 450 para um procedimento de esgotamento e amostragem de formação. Para cada conjunto de respostas de campo, um coeficiente de correlação é calculado para a água e para o petróleo. Um conjunto de respostas de campo é uma amostra que é tirada como um número de medições. Por exemplo, um conjunto de medições, definindo uma amostra, pode ser feito utilizando filtros ópticos montados em uma roda girada em um caminho de feixe óptico que proporciona uma sombra de medição. Essas medições dessa amostra podem ser transmitidas para detecção e análise em diferentes canais de comunicação do sistema de medição. As amostras (conjuntos de medições) podem ser geradas em tempos diferentes. Para análise, a uma amostra pode ser atribuído um índice de amostra, o qual pode ser correlacionado a um tempo de um evento sendo monitorado ou medido. Por exemplo, para um procedimento de esgotamento de formação, o índice de amostra corresponde à temporização do procedimento. Conforme mostrado na Figura 4, no início do esgotamento (índice de amostra 150250), os sinais se correlacionam melhor com a água, mas há alguma correlação com o petróleo indicando que o fluido é principalmente água com quantidades minúsculas de petróleo durante uma fase de limpeza inicial. Na fase posterior de limpeza (índice de amostra >1600), os sinais se correlacionam ao petróleo e não à água.

[0026] Um limiar de correlação pode ser usado para identificar os conjuntos de dados ópticos que são altamente correlacionados quer seja à água ou ao petróleo. Por exemplo, um limiar de 0,99 foi usado para indexar amostras para essas fases com relação ao procedimento de esgotamento de formação ao qual a correlação na Figura 4 foi aplicada. A Figura 5 mostra a densidade medida 530 durante esgotamento e amostragem, onde esses índices foram comparados com a densidade medida. A técnica de correlação foi usada para procurar as respostas ópticas para fase de água 540 e fase de petróleo 550. Essa técnica pode ser realizada em tempo real, e que pode proporcionar um meio auxiliar para uso pelos operadores.

[0027] Em uma modalidade alternativa um método de correlação pode ser usado sem um conhecimento a priori das respostas ópticas a partir dos fluidos conhecidos. Em vez disso, se podem identificar os padrões P de resposta óptica específica a partir de um segundo sensor tal como densidade de fluido, viscosidade, resistividade, ou constante dielétrica, etc. Esses padrões podem ser então usados para calcular a correlação

onde n é outra vez o número de medições por amostra e as variáveis plicadas são as respostas ópticas e as respostas de padrão normalizadas como na Equação (2). Essa correlação também pode ser comparada com um limiar para análise, interpretação e para proporcionar uma base para sinais de controle operacional.

[0028] A correlação de dados ópticos pode ser utilizada em algumas aplicações diferentes para análise e controle de tarefas bem relacionadas. A correlação pode ser usada para indicar uma calibragem específica a ser usada com relação a uma medição, com base em um conjunto de petróleos conhecidos em um banco de dados (classificação). A análise de correlação pode ser usada para determinar o nível de contaminação durante esgotamento. A correlação pode ser usada em procedimentos para armazenar ou separar os dados para desempenho de predição aumentada em regimes de fluido de múltiplas fases, por exemplo, durante a avaliação da formação ou durante a produção. Algumas técnicas de armazenamento utilizam o valor absoluto de uma resposta de detector para interpretar se uma resposta é para uma amostra de uma fase específica. As abordagens de correlação, conforme ensinadas aqui podem utilizar análise de dados de variação múltipla para auxiliar na interpretação dos dados. A correlação pode ser usada para interpretar comportamento resolvido em relação ao tempo dos regimes de fluido de múltiplas fases. Outros dados de sensor de fundo de poço podem ser usados em conjunto com os dados ópticos para melhorar a interpretação dos dados ópticos. Por exemplo, as medições de densidade e resistividade podem ser concatenadas com os dados ópticos para automatizar a interpretação, classificação, determinação de propriedades químicas e determinação de propriedades físicas dos fluidos submetidos à medição.

[0029] O aparelho e as técnicas utilizando procedimentos de correlação, conforme aqui ensinados, podem permitir interpretação e análise mais fáceis e automatizadas dos dados em tempo real. Os processos baseados nesses procedimentos de correlação podem ser usados para proporcionar análise de contaminação em tempo real utilizando os dados sendo medidos sem um retardo de tempo significativo. Os dados medidos podem ser, mas não são limitados aos dados ópticos. Tal análise de correlação também pode ser usada em cálculos de tempo de esgotamento. Essas técnicas podem salvar tempo dos operadores no campo.

[0030] O fluxo de múltiplas fases surge quando da amostragem em operações de avaliação de formação de reservatório. Exemplos de fluxo de duas fases são o fluxo de gás/petróleo e o fluxo de água/petróleo. Esse tipo de fluxo pode tornar a interpretação dos dados de sensor de fundo de poço mais difíceis do que o fluxo de fase única. Por exemplo, ao medir o fluido a partir da formação quando ele entra na ferramenta, que é usada para coletar a amostra para estudo posterior, fluxo de múltiplas fases pode ser observado como flutuações amplas de sinal em torno de algum valor médio. Essa condição ocorre para os sensores de densidade e capacitância, por exemplo, à medida que as propriedades do fluido mudam rapidamente na região de interrogação em relação à frequência de medição. Os métodos conforme aqui ensinados podem proporcionar um mecanismo para alertar, em tempo real, os operadores de ferramenta quando existir fluxo de múltiplas fases.

[0031] A determinação de quando capturar uma amostra de fluido de formação, representativa para análise posterior é outra parte importante da avaliação de reservatório. A presença de contaminantes a partir de fontes exceto a formação pode impactar a qualidade da análise feita sobre as propriedades do reservatório. Por exemplo, filtrados de lama podem ser um contaminante para a análise. Tipicamente, os operadores observam de forma qualitativa as tendências em diversos sinais a partir de várias propriedades de fluido tal como a densidade, a resistividade e a capacitância. Quando as tendências são observadas como atingindo um comportamento assintóptico, o operador concluirá que a amostra não mais está mudando e assim pode ser capturada.

[0032] Em várias modalidades, um método de realizar análise estatística pode ser empregado em sinais de fundo de poço a partir de ferramentas de avaliação de formação de reservatório. O método pode usar os dados em tempo real a partir de sensores de fundo de poço. A análise estatística pode ser empregada para determinar quando o fluxo de múltiplas fases está presente no fluido. O método também pode ser usado para alertar um engenheiro de campo quando é adequado coletar as amostras de fluido de reservatório de fundo de poço.

[0033] A Figura 6 mostra características de uma modalidade de um método exemplar para proporcionar análise estatística de dados. Em 610, sinais são adquiridos a partir de uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório operando no fundo de poço. A aquisição dos sinais pode incluir adquirir os sinais de fundo de poço a partir de uma ou mais medições de densidade, medições de capacitância, medições de viscosidade, medições de resistividade ou medições ópticas. Em 620, uma medida estatística é gerada a partir dos sinais. Em 630, a medida estatística é comparada com um valor de limiar. Mais do que um valor de limiar pode ser usado para determinar diferentes regimes de fluxo ou para diferenciar condições anormais. Em 640, é determinado se a amostra de medição reflete o fluido de fase única de uma forma esperada. Essa determinação pode se basear na comparação. Essas operações podem ser realizadas por intermédio de um ou mais processadores operando para executar um número de procedimentos.

[0034] O método ou um método similar pode incluir o uso da comparação para determinar a conveniência de captura uma amostra de fluido de fundo de poço. Na determinação de tal conveniência, geração da medida estatística pode incluir calcular um desvio padrão, relativo mediante a geração de um desvio padrão, normalizado para o seu meio associado. Na determinação de tal conveniência, as operações podem ser executadas incluindo o uso de uma pluralidade de tipos de sinais de medição; a geração de um desvio padrão relativo para cada tipo; a geração de uma média dos desvios padrão relativos de cada tipo; e a realização da comparação com o valor de limiar, utilizando a média dos desvios-padrão relativos como a medida estatística.

[0035] A geração da medida estatística pode ser realizada por um número de diferentes mecanismos. A geração da medida estatística pode incluir o meio de execução e o desvio padrão e médio de execução, onde a comparação da medida estatística com o valor de limiar pode incluir a comparação do desvio padrão com o valor de limiar. A geração da medida estatística pode incluir a geração de combinações de medições estatísticas nos sinais. A geração da medida estatística pode incluir a realização de um teste qui-quadrado de Pearson ou uma análise de variância.

[0036] Em várias modalidades, um dispositivo de armazenamento legível por máquina pode compreender instruções armazenadas no mesmo, as quais, quando realizadas por uma máquina, podem fazer com que a máquina realize operações, as operações compreendendo uma ou mais características similares ou idênticas às características dos métodos e técnicas relacionados à análise estatística de dados a partir das ferramentas de reservatório aqui descritas. A estrutura física de tais instruções pode ser operada por um ou mais processadores. A execução dessas estruturas físicas pode fazer com que a máquina realize operações para adquirir sinais a partir de uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório operando em fundo de poço; para gerar uma medida estatística de uma amostra de medição a partir dos sinais; para comparar a medição estatística com um valor de limiar; e para determinar se a amostra de medição reflete o fluido de fase única de uma forma esperada, com base na comparação. As instruções podem incluir instruções a serem usadas na comparação para determinar a conveniência de capturar uma amostra de fluido de fundo de poço similar ou idêntica às operações aqui ensinadas. As instruções podem incluir instruções para operar uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório para proporcionar dados a uma unidade de processamento para o processamento de acordo com os ensinamentos neste documento. Uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório podem ser ferramentas de avaliação de fundo de poço ou ferramentas de avaliação de superfície em um local de poço.

[0037] Em várias modalidades, um sistema pode compreender uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório e uma unidade de processamento para processar os dados adquiridos a partir de uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório. A uma ou mais ferramentas de avaliação de formação de reservatório e a unidade de processamento podem ser configuradas para realizar uma ou mais operações de acordo com as técnicas para análise estatística de dados a partir das ferramentas de reservatório que são similares ou idênticas aos métodos aqui ensinados. A unidade de processamento pode ser configurada para processar os sinais adquiridos e processar os dados relacionados aos sinais adquiridos ou gerados a partir dos mesmos. A unidade de processamento pode ser arranjada como uma unidade integrada ou uma unidade distribuída. A unidade de processamento pode ser disposta na superfície do furo de poço para processar os dados a partir da operação de uma ferramenta de medição de fundo de poço. A unidade de processamento pode ser disposta em uma unidade de alojamento integrada com a medição ou disposta no fundo de poço nas proximidades da estrutura de ferramenta.

[0038] Sensores em perfuração e avaliação de fundo de poço são usados para medir as propriedades do fluido incluindo a densidade, a capacitância e a resistividade. Sensores ópticos também são utilizados na perfuração e avaliação de fundo de poço para medir as propriedades do fluido de formação, por exemplo, transmitância, absorbância, ou refletância do fluido. Sensores ópticos podem ser realizados por intermédio de alguns dispositivos ópticos diferentes, os quais podem incluir tecnologia de elemento óptico integrado (ICE).

[0039] A Figura 7 mostra medições de densidade de fundo de poço, típicas coletadas durante uma operação de esgotamento. Na região A, o sistema é inicializado na presença de H2O da formação. O sinal eventualmente atinge um máximo quando o sistema equilibra em uma concentração máxima de H2O. Quando o fluido amostrado a partir da formação muda para uma condição de múltiplas fases, tal como fluxo de água-petróleo, o sinal apresenta grandes variações, na região B. Na região C, observa- se que o sistema muda de volta para uma fase única enquanto começa o esgotamento. Quando se observa que a densidade atinge uma assíntota, o sistema é configurado para coletar uma amostra e então o sistema é retornado a uma condição inativa (ou um estado inativo).

[0040] Análise estatística de sinais já em uso nas ferramentas de fundo de poço pode ser aplicada para determinar quando existem condições de múltiplas fases no fundo de poço em um sistema de fluido. Uma medição estatística dos sinais medidos gerados pode ser comparada com um limiar para determinar se a medição reflete fluido de fase única de uma forma esperada, fluxo de fluido de múltiplas fases, uma condição anormal, ou um sinal inesperado. A geração da medição estatística pode envolver o cálculo de um desvio padrão e médio em execução do sinal, pode ser usado para definir o desvio padrão dado por:

onde N é a largura da janela de execução, {x1, x2, x3,...xn} são as medições observadas em cada janela, e x é a média dessas medições. Estatísticas exceto desvio padrão e médio podem ser usadas para gerar uma medição para ser comparada com um limiar.

[0041] A Figura 8A mostra um sinal óptico representativo de uma medição óptica no mesmo fluido observado pelo densitômetro para a operação de esgotamento mostrado na Figura 7. Os sinais ópticos são representados pelos pontos de medição 830 e a curva 840 representa a média para cada amostra através da janela de execução.

[0042] A Figura 8B ilustra o desvio padrão 850 do sinal da Figura 8A, onde N=6 na equação (4). Conforme ilustrado na Figura 8B, o desvio padrão do sinal, quando maior do que 0,01, é correlacionado a um regime de fluido de água-petróleo de múltiplas fases. Desvio padrão elevado também ocorre onde o sistema é perturbado por acionamento de componente de ferramenta diferente. Por exemplo, ao mudar o esgotamento de fluido entre dois obturadores transpostos a partir da abertura superior para a abertura inferior, que é refletido no índice de amostra 1650 nas Figuras 8A e 8B.

[0043] Um limiar pode ser usado para determinar se o sistema estava medindo um fluido de fase única de uma forma esperada. Em outras palavras, o limiar sinalizará medições que podem ser fluxo de fluido de múltiplas fases, uma condição anormal, ou um sinal óptico inesperado. A Figura 9 mostra um meio de execução 940 de um sinal óptico com relação às amostras 960 designadas como de múltiplas fases ou anormais. Um limiar de 0,01 foi usado para os dados na Figura 9 para determinar se o sistema estava medindo o fluido de fase única de uma forma esperada.

[0044] Pode ser considerado que várias medições estatísticas ou combinações de medições estatísticas do sinal de fundo de poço podem ser usadas de forma similar ou idêntica ao uso de um desvio padrão e médio de execução do sinal com relação a um limiar como aqui ensinado. Essas medições estatísticas ou combinações de medições estatísticas podem incluir, mas não são limitadas ao teste qui-quadrado de Pearson ou análise de variância (ANOVA). Mais do que um limiar podem ser usados para determinar diferentes regimes de fluxo (por exemplo, petróleo-água, gás-petróleo) ou para diferenciar as condições anormais (por exemplo, acionamento de válvula de dar partida/parar a bomba). Utilizando essas técnicas, um único sensor pode ser usado na determinação de fluxo de múltiplas fases.

[0045] Além de determinar se o sistema está medindo um fluido de fase única em uma forma esperada, os sinais de fundo de poço podem ser analisados adicionalmente para determinar quando é adequado coletar uma amostra de fundo de poço. A análise estatística pode ser empregada para proporcionar a determinação de conveniência para captura de amostra de fluido de fundo de poço. A Equação (5) pode ser usada para calcular um desvio padrão que é relativo à percentagem de execução (%RSD), que é um desvio padrão da Equação (4) normalizada para a média (em percentagem %).

Os sinais de fundo de poço podem ser um ou mais dos sinais de fundo de poço usados em uma perfuração e avaliação típicas de formações de reservatório incluindo, mas não limitadas às medições e densidades, medições de capacitância, medições de viscosidade, medições de resistividade ou medições ópticas. Ao usar mais do que um tipo de sinal, uma %RSD pode ser calculada para cada tipo de sinal, então esses valores %RSD podem ter a média calculada.

[0046] Conforme aqui ensinado, diferentes abordagens estatísticas podem ser usadas nas técnicas de análise para interpretar os dados de avaliação de formação de reservatório. Diferentes formas de dados podem ser usadas incluindo dados ópticos, por exemplo, dados ópticos similares àqueles registrados a partir de um sistema empregando tecnologia ICE. A análise proporciona um mecanismo para conduzir a maior exatidão na amostragem de fluidos de fundo de poço durante as operações de esgotamento e limpeza. Melhor entendimento dos dados com origem em uma ferramenta de avaliação de reservatório pode conduzir a uma melhor interpretação e expectativas a partir dos usuários.

[0047] A Figura 10 ilustra um diagrama em blocos de características de uma modalidade de um sistema exemplar 1000, operável para realizar uma correlação de dados e/ou uma análise estatística de dados. O sistema 1000 inclui uma ou mais ferramentas 1005 tendo um ou mais sensores 1010 operáveis para realização com relação a um furo de poço. O sistema 1000 também pode incluir um controlador 1025, uma memória 1035, um aparelho eletrônico 1065 e uma unidade de comunicação 1040. O controlador 1025 e a memória 1035 podem ser arranjados para operar a uma ou mais ferramentas de avaliação 1005 para adquirir dados de medição quando uma ou mais ferramentas de avaliação 1005 são operadas. O controlador 1025 e a memória 1035 podem ser realizados para controlar a aquisição de dados e ativação do um ou mais sensores 1010 e para gerenciar os esquemas de processamento com relação aos dados conforme aqui descrito. A memória 1035 pode ser realizada como um ou mais dispositivos de armazenamento legíveis por máquina que tem instruções armazenadas no mesmo, as quais, quando realizadas por uma máquina fazem com que a máquina realize as operações, as operações compreendendo a correlação de dados e/ou uma análise estatística dos dados como aqui ensinado. A unidade de processamento 1020 pode ser estruturada para realizar as operações para gerenciar os esquemas de processamento implementando uma correlação de dados e/ou uma análise estatística de dados de uma maneira similar ou idêntica às modalidades aqui descritas.

[0048] O aparelho eletrônico 1065 pode ser usado em conjunto com o controlador 1025 para realizar as tarefas associadas com a realização de medições de fundo de poço com um ou mais sensores 1010 de uma ou mais ferramentas de avaliação 1005. A unidade de comunicação 1040 pode incluir comunicação de fundo de poço em uma operação de perfuração. Tal comunicação de fundo de poço pode incluir um sistema de telemetria.

[0049] O sistema 1000 também pode incluir um barramento 1027, onde o barramento 1027 proporciona condutividade elétrica entre os componentes do sistema 1000. O barramento 1027 pode incluir um barramento de endereço, um barramento de dados e um barramento de controle, cada um deles configurado independentemente. O barramento 1027 também pode usar linhas condutivas comuns para proporcionar um ou mais de endereço, dados, ou controle, cujo uso pode ser regulado pelo controlador 1025. O barramento 1027 pode incluir meio de transmissão óptica para proporcionar sinais ópticos entre os vários componentes do sistema 1000. O barramento 1027 pode ser configurado de tal modo que os componentes do sistema 1000 sejam distribuídos. O barramento 1027 pode incluir capacidades de rede. Tal distribuição pode ser arranjada entre componentes de fundo de poço tal como um ou mais sensores 1010 de uma ou mais ferramentas de avaliação 1005 e componentes que podem ser dispostos na superfície de um poço. Alternativamente, vários componentes podem ser localizados conjuntamente tal como uma ou mais luva de uma coluna de perfuração, em uma estrutura de cabo, ou outro arranjo de medição.

[0050] Em várias modalidades, os dispositivos periféricos 1045 podem incluir mostradores, memória de armazenamento adicional, e/ou outros dispositivos de controle que podem operar em conjunto com o controlador 1025 e/ou sua memória 1035. Em uma modalidade, o controlador 1025 pode ser realizado como um ou mais processadores. Os dispositivos periféricos 1045 podem ser arranjados para operar em conjunto com a unidade(s) de exibição 1055 com instruções armazenadas na memória 1035 para implementar uma interface de usuário para gerenciar a operação da uma ou mais ferramentas de avaliação 1005 e/ou componentes distribuídos dentro do sistema 1000. Tal interface de usuário pode ser operada em conjunto com a unidade de comunicação 1040 e o barramento 1027. Vários componentes do sistema 1000 podem ser empregados com uma ou mais ferramentas de avaliação 1005 de tal modo que processamento idêntico ou similar aos esquemas de processamento discutidos com relação às várias modalidades neste documento pode ser realizado em fundo de poço nas proximidades da medição ou na superfície.

[0051] A Figura 11 ilustra uma modalidade de um sistema 1100 em um local de perfuração, onde o sistema 1100 inclui um aparelho operável para realizar uma correlação de dados e/ou uma análise estatística de dados. O sistema 1100 pode incluir uma ferramenta 1105-1, 1105-2, ou ambas, 1105-1 e 1105-2 tendo um arranjo de sensores operáveis para fazer as medições que podem ser usadas para algumas tarefas de perfuração. As ferramentas 1105-1 e 1105-2 podem ser estruturadas idênticas ou similares a uma arquitetura de ferramenta ou combinações de arquiteturas de ferramenta aqui discutidas, incluindo unidades de controle e unidades de processamento operáveis para realizar os esquemas de processamento de uma maneira idêntica ou similar às técnicas de processamento aqui discutidas. As ferramentas 1105-1, 1105-2, ou ambas, 1105-1 e 1105-2 podem ser distribuídas entre os componentes do sistema 1100. As ferramentas 1105-1 e 1105-2 podem ser realizadas de uma maneira similar ou idêntica aos arranjos de sensores e unidades de processamento, aqui discutidos. As ferramentas 1105-1 e 11052 podem ser estruturadas e fabricadas de acordo com as várias modalidades aqui ensinadas.

[0052] O sistema 1100 pode incluir um aparelhamento de perfuração 1102 localizado em uma superfície 1104 de um poço 1106 e uma coluna de tubo de perfuração, isto é, coluna de perfuração 1129, conectada conjuntamente de forma a forma uma coluna de perfuração que é baixada através de uma plataforma rotativa 1107 dentro de um furo de poço ou poço 1111-1. O aparelhamento de perfuração 1102 pode proporcionar suporte para a coluna de perfuração 1129. A coluna de perfuração 1129 pode operar para penetrar a plataforma rotativa 1107 para perfuração do furo de poço 1111-1 através de formações de subsuperfície 1114. A coluna de perfuração 1129 pode incluir um tubo de perfuração 1118 e um conjunto de fundo de poço 1121 localizado na porção inferior do tubo de perfuração 1118.

[0053] O conjunto de fundo de poço 1121 pode incluir uma luva de perfuração 1116 e uma broca de perfuração 1126. A broca de perfuração 1126 pode operar para criar o furo de poço 11111 mediante penetração na superfície 1104 e nas formações de subsuperfície 1114. O conjunto de fundo de poço 1121 pode incluir a ferramenta 1105-1 fixada na manga de perfuração 1116 para conduzir as medições para determinar os parâmetros de formação. A ferramenta 1105-1 pode ser estruturada para uma implementação como um sistema MWD tal como um sistema LWD. O alojamento contendo a ferramenta 1105-1 pode incluir meios eletrônicos para iniciar as medições a partir dos sensores selecionados e para coletar os sinais de medição a partir dos detectores selecionados. Tais meios eletrônicos podem incluir uma unidade de processamento para proporcionar a correlação de dados e/ou análise estatística de dados através de um mecanismo de comunicação padrão para operação em um poço. Alternativamente, os meios eletrônicos podem incluir uma interface de comunicação para proporcionar os sinais de medição coletados pela ferramenta 1105-1 para a superfície através de um mecanismo de comunicação padrão para operação em um poço, onde esses sinais de medição podem ser analisados em uma unidade de processamento 1120 na superfície para proporcionar correlação de dados e/ou análise estatística de dados.

[0054] Durante as operações de perfuração, a coluna de perfuração 1129 pode ser girada pela plataforma rotativa 1107. Além disso, ou alternativamente, o conjunto de fundo de poço 1121 também pode ser girado por um motor (por exemplo, um motor de lama) que está localizado no fundo de poço. As luvas de perfuração 1116 podem ser usadas para acrescentar peso à broca de perfuração 1126. As luvas de perfuração 1116 também podem enrijecer o conjunto de fundo de poço 1121 para permitir que o conjunto de fundo de poço 1121 transfira o peso adicionado para a broca de perfuração 1126 e, por sua vez, auxilie a broca de perfuração 1126 a penetrar na superfície 1104 e nas formações de subsuperfície 1114.

[0055] Durante as operações de perfuração, uma bomba de lama 1132 pode bombear o fluido de perfuração (algumas vezes conhecidos daqueles versados na arte como “lama de perfuração”) a partir de um fosso de lama 1134 através de uma mangueira 1136 para dentro do tubo de perfuração 1118 e para baixo da broca de perfuração 1126. O fluido de perfuração pode fluir para fora da broca de perfuração 1126 e ser retornado para a superfície 1104 através de uma área anular 1140 entre o tubo de perfuração 1118 e os lados do furo de perfuração 1111-1. O fluido de perfuração pode então ser retornado para o fosso de lama 1134, onde tal fluido é filtrado. Em algumas modalidades, o fluido de perfuração pode ser usado para esfriar a broca de perfuração 1126, assim como proporcionar lubrificação para a broca de perfuração 1126 durante as operações de perfuração. Adicionalmente, o fluido de perfuração pode ser usado para remover aparas de formação de subsuperfície criadas mediante operação da broca de perfuração 1126.

[0056] Nas várias modalidades, a ferramenta 1105-2 pode ser incluída em um corpo de ferramenta 1170 acoplado a um cabo de perfilagem 1174, tal como, por exemplo, para aplicações de cabo. O corpo de ferramenta 1170 contendo a ferramenta 1105-2 pode incluir meios eletrônicos para iniciar as medições a partir de sensores selecionados e para coletar sinais de medição a partir de detectores selecionados. Tais meios eletrônicos podem incluir uma unidade de processamento para proporcionar correlação de dados e/ou análise estatística de dados através de um mecanismo de comunicação padrão para operação em um poço. Alternativamente, os meios eletrônicos podem incluir uma interface de comunicação para proporcionar sinais de medição coletados pela ferramenta 1105-2 para a superfície através de um mecanismo de comunicação padrão para operação em um poço, onde esses sinais de medição podem ser analisados na unidade de processamento 1120 na superfície para proporcionar correlação de dados e/ou análise estatística de dados. O cabo de perfilagem 1174 pode ser realizado como uma linha de fios (múltiplas linhas de comunicação e energia), um nano cabo (um único condutor), e/ou um cabo liso (nenhum condutor para energia ou comunicação), ou outra estrutura apropriada para uso no furo de poço 1111-2. Embora a Figura 11 ilustre um arranjo para aplicações de linha de fios e um arranjo para aplicações LWD, o sistema 1100 também pode ser estruturado para proporcionar uma das duas aplicações. Arquiteturas de medição exceto linhas de fio ou arquiteturas LWD podem ser usadas.

[0057] Embora modalidades específicas tenham sido ilustradas e descritas aqui, será considerado por aqueles de conhecimento comum na arte que qualquer arranjo que seja calculado para obter o mesmo propósito pode ser substituto das modalidades específicas mostradas. Diversas modalidades usam permutações e/ou combinações das modalidades aqui descritas. Deve ser entendido que a descrição acima tem o propósito de ilustração e não de restrição e que a fraseologia ou terminologia aqui empregada tem o propósito de descrição. Combinações das modalidades acima e de outras modalidades serão evidentes àqueles na técnica a partir do estudo da descrição acima.

Claims

1. Método, para utilizar a interpretação do comportamento da fase fluida para aumentar a precisão da informação da medição do sensor, o citado método sendo caracterizado pelo fato de compreender: - medir, através de um sensor de fundo de poço, respostas do detector dentro de uma amostra de medição de um fluido de fundo de poço; - adquirir as respostas medidas do detector a partir do sensor de fundo de poço; - gerar um fator de correlação conforme um produto escalar entre um vetor das respostas medidas do detector e um vetor de respostas conhecidas, sendo que o fator de correlação tenha um valor dentro de um intervalo fixado, uma extremidade do intervalo fixado correspondendo a um status de elevada correlação e uma extremidade oposta do intervalo fixado correspondendo a um status não correlacionado; - comparar o fator de correlação com um limiar de correlação para um material especificado; e - identificar conjuntos de dados tendo fatores de correlação maiores do que o limiar de correlação.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o método incluir recuperar as respostas conhecidas a partir de uma biblioteca de respostas.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de as respostas medidas do detector e as respostas conhecidas serem normalizadas e o intervalo fixado ser um intervalo de 0 a 1.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a citada adquirir as respostas medidas do detector incluir adquirir as respostas medidas do detector em uma operação relacionada ao poço, e a citada geração de um fator de correlação ser realizada com relação ao petróleo, água, ou ambos: petróleo e água.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de o método incluir determinar os níveis de contaminação durante uma operação de esgotamento na operação relacionada ao poço.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adquirir as respostas medidas do detector incluir adquirir as respostas medidas do detector em uma operação relacionada ao poço, e a citada geração de um fator de correlação ser usada para determinar uma calibragem a ser usada na operação relacionada ao poço, com base em um conjunto de petróleos conhecidos em um banco de dados.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adquirir as respostas medidas do detector incluir adquirir as respostas medidas do detector em uma operação relacionada ao poço, e a citada geração de um fator de correlação ser usada para classificar os dados para predição de desempenho em regimes de fluido de múltiplas fases durante avaliação da formação ou durante a produção.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a aquisição das respostas medidas incluir adquirir as respostas medidas em uma operação relacionada ao poço, e sendo que o fator de correlação ser usado para interpretar o comportamento resolvido em relação ao tempo dos regimes de fluido de múltiplas fases.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o método incluir: - adquirir respostas medidas do detector a partir de um segundo sensor; - ajustar as respostas conhecidas utilizando as respostas medidas do detector a partir do segundo sensor; e - gerar um segundo fator de correlação conforme um segundo produto escalar entre o vetor das respostas medidas do detector a partir do segundo sensor e um vetor das respostas conhecidas ajustadas, sendo que o segundo fator de correlação tem um valor dentro do intervalo fixado.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de as respostas medidas do detector serem respostas ópticas, uma resposta óptica sendo uma resposta de um detector óptico.

11. Sistema, para utilizar a interpretação do comportamento da fase fluida para aumentar a precisão da informação da medição do sensor, o citado sistema sendo, caracterizado pelo fato de compreender: - um ou mais sensores de fundo de poço configurados para medir respostas do detector dentro de uma amostra de medição de um fluido de fundo de poço; e - uma unidade de processamento, o um ou mais sensores de fundo de poço e a unidade de processamento configurados para: - adquirir as respostas medidas do detector a partir do um ou mais sensores de fundo de poço; - gerar um fator de correlação conforme um produto escalar entre um vetor das respostas medidas do detector e um vetor de respostas conhecidas, sendo que o fator de correlação tenha um valor dentro de um intervalo fixado, uma extremidade do intervalo fixado correspondendo a um status de elevada correlação e uma extremidade oposta do intervalo fixado correspondendo a um status não correlacionado; - comparar o fator de correlação com um limiar de correlação para um material especificado; e - identificar conjuntos de dados tendo fatores de correlação maiores do que o limiar de correlação.

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de o um ou mais sensores de fundo de poço e a unidade de processamento serem ainda configurados para recuperar as respostas conhecidas a partir de uma biblioteca de respostas.

13. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de as respostas medidas do detector e as respostas conhecidas serem normalizadas e o intervalo fixado ser um intervalo de 0 a 1.

14. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de o um ou mais sensores de fundo de poço e a unidade de processamento serem ainda configurados para adquirir as respostas medidas do detector em uma operação relacionada ao poço, e a citada geração de um fator de correlação ser realizada com relação ao petróleo, água, ou ambos: petróleo e água.

15. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de o um ou mais sensores de fundo de poço e a unidade de processamento serem ainda configurados para adquirir as respostas medidas do detector incluir adquirir as respostas medidas do detector em uma operação relacionada ao poço, e sendo que a citada geração de um fator de correlação ser usada para classificar os dados para predição de desempenho em regimes de fluido de múltiplas fases durante avaliação da formação ou durante a produção.

16. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de o um ou mais sensores de fundo de poço e a unidade de processamento serem ainda configurados para: - adquirir respostas medidas do detector a partir de um segundo sensor; - ajustar as respostas conhecidas utilizando as respostas medidas do detector a partir do segundo sensor; e - gerar um segundo fator de correlação conforme um segundo produto escalar entre o vetor das respostas medidas do detector a partir do segundo sensor e um vetor das respostas conhecidas ajustadas, sendo que o segundo fator de correlação tem um valor dentro do intervalo fixado.