BR112016007538B1 - Método e sistema de perfuração em circuito fechado de fundo de poço com medição de profundidade - Google Patents
Método e sistema de perfuração em circuito fechado de fundo de poço com medição de profundidade Download PDFInfo
- Publication number
- BR112016007538B1 BR112016007538B1 BR112016007538-2A BR112016007538A BR112016007538B1 BR 112016007538 B1 BR112016007538 B1 BR 112016007538B1 BR 112016007538 A BR112016007538 A BR 112016007538A BR 112016007538 B1 BR112016007538 B1 BR 112016007538B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- downhole
- drill
- acoustic
- drill bit
- clock
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 10
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 2
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
- E21B47/095—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting an acoustic anomalies, e.g. using mud-pressure pulses
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
Abstract
sistema de perfuração em circuito fechado de fundo de poço com medição de profundidade. trata-se de um método, um sistema e um aparelho de perfuração para perfuração direcional. uma broca de perfuração está localizada em uma extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração em um poço. um comprimento do poço entre uma localização de superfície e a broca de perfuração na extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração é determinado e um ângulo azimutal e uma inclinação da broca de perfuração são obtidos. o comprimento do poço pode ser determinado registrando-se um tempo de chegada em uma localização de fundo de poço de um pulso acústico que percorre desde uma localização de superfície até a localização de fundo de poço e determina o tempo de percurso e o comprimento de poço a partir do mesmo. um processador de fundo de poço determina uma posição e uma orientação da broca de perfuração a partir do comprimento, do ângulo azimutal e da inclinação determinados e altera um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetória selecionada para perfurar o poço.
Description
[001] Este pedido reivindica o benefício sobre o Pedido no U.S. 14/049430, depositado em 9 de outubro de 2013, incorporado ao presente documento em sua totalidade a título de referência.
[002] Esta revelação refere-se, de modo geral, a métodos de perfu ração direcional e, em particular, a métodos para navegar uma formação com o uso de um sistema de circuito fechado com o uso de um processador de fundo de poço sem acesso a um processador de superfície.
[003] Poços são normalmente perfurados com uma coluna de perfuração que inclui um membro tubular que tem uma montagem de perfuração (também chamada de composição de fundo ou “BHA”) com uma broca de perfuração fixada na extremidade inferior da mesma. A coluna de perfuração pode ser navegada ou manobrada através da formação alterando-se a orientação da broca de perfuração durante a perfuração. Em geral, a fim de se manobrar a coluna de perfuração, diversas medições de levantamento podem ser tomadas para fornecer informações relacionadas à localização e à orientação atuais da broca de perfuração. Essas medições podem ser obtidas com o uso de sensores de fundo de poço, porém, geralmente, não fornecem informações completas, como uma posição da broca de perfuração no interior da formação, necessárias para a perfuração direcional. Portanto, as medições são enviadas para um processador que está em uma localização de superfície. O processador de superfície geralmente tem acesso a essas informações adicionais e determina uma ação de manobra a ser tomada na broca de perfuração. O processador de superfície, então, envia um sinal de manobra poço abaixo que pode ser implantado na broca de perfuração. Conforme os poços se tornam mais longos e mais profundos, atrasos de tempo e degradação de dados durante a comunicação limitam a adequabilidade desse método para perfurar.
[004] Em um aspecto, a presente revelação fornece um método para perfurar um poço que inclui: determinar um comprimento do poço entre uma localização de superfície e uma broca de perfuração em uma extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração no poço; obter um ângulo azimutal e inclinação da broca de perfuração; e usar um processador de fundo de poço para: determinar uma posição e uma orientação da broca de perfuração a partir da distância, do ângulo azimutal e da inclinação determinados, e alterar um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetória selecionada para perfurar o poço.
[005] Em outro aspecto, a presente revelação fornece um siste ma para perfurar um poço, sendo que o sistema inclui: uma coluna de perfuração que tem uma broca de perfuração em uma extremidade de fundo de poço; um relógio de fundo de poço na extremidade de fundo de poço da coluna de perfuração configurado para registrar um tempo de chegada à extremidade de fundo de poço de um pulso acústico gerado na coluna de perfuração em uma localização de superfície; e um processador de fundo de poço configurado para: determinar um comprimento da coluna de perfuração com o uso do tempo de chegada registrado, determinar uma posição e uma orientação da broca de perfuração com o uso do comprimento determinado e um ângulo azimutal e uma inclinação obtidos da broca de perfuração, e alterar um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetória selecionada do poço.
[006] Ainda em outro aspecto, a presente invenção fornece um aparelho de perfuração que inclui: uma broca de perfuração em uma extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração em um poço; um receptor na extremidade de fundo de poço da coluna de perfuração configurado para receber um pulso acústico gerado na coluna de perfuração em uma localização de superfície; um relógio de fundo de poço configurado para gerar um carimbo de data/hora quando o pulso acústico é recebido no receptor de fundo de poço; e um processador de fundo de poço configurado para: determinar um comprimento da coluna de perfuração com o uso do carimbo de data/hora, determinar uma posição e uma orientação da broca de perfuração com o uso do comprimento determinado, um ângulo azimutal obtido da broca de perfuração e uma inclinação obtida da broca de perfuração, e alterar um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posi-ção e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetória selecionada.
[007] Exemplos de determinados recursos do aparelho revelado no presente documento são resumidos, particularmente de maneira geral, de modo que a descrição detalhada dos mesmos a seguir possa ser mais bem compreendida. Certamente, há recursos adicionais do aparelho e do método revelados doravante que irão formar o assunto das reivindicações anexas ao presente documento.
[008] Para compreensão detalhada da presente revelação, de vem ser feitas referências à descrição detalhada a seguir, tomada em conjunto com os desenhos anexos, nos quais elementos semelhantes foram geralmente designados com números semelhantes, e em que:
[009] A Figura 1 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificativo que inclui uma coluna de perfuração que tem uma montagem de perfuração ou uma composição de fundo fixada em sua extremidade inferior;
[010] A Figura 2 mostra um diagrama esquemático da coluna de perfuração que mostra diversos dispositivos para determinar uma localização de uma montagem de perfuração e/ou uma broca de perfuração em um poço e/ou uma formação;
[011] A Figura 3 ilustra sequências de pulso gerado e recebido que podem ser usadas para determinar posições de fundo de poço de uma broca de perfuração da coluna de perfuração;
[012] A Figura 4 mostra um diagrama de seção da coluna de per furação que inclui diversos elementos que podem ser usados para controlar a navegação da coluna de perfuração com o uso dos métodos revelados no presente documento; e
[013] A Figura 5 ilustra um exemplo de trajetórias de caminho que podem ocorrer durante a perfuração do poço com o uso dos métodos revelados no presente documento.
[014] A presente revelação se refere a métodos e sistemas para perfuração direcional de um poço. O aparelho pode incluir um processador de fundo de poço que determina uma orientação e uma posição de uma broca de perfuração e/ou montagem de perfuração em uma coluna de perfuração em um poço e que altera um parâmetro de manobra da broca de perfuração para obter uma trajetória de perfuração selecionada para a coluna de perfuração. Em uma modalidade, o processador de fundo de poço realiza essas ações sem qualquer interação relacionada a um processador de superfície. A presente revelação é suscetível a modalidades de formas diferentes. Os desenhos mos- tram e a revelação escrita descreve modalidades específicas da presente revelação com a compreensão de que a revelação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios revelados no presente documento e de que as mesmas não se destinam a limitar a revelação ao que é ilustrado e descrito no presente documento.
[015] A Figura 1 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificativo 100 que inclui uma coluna de perfuração 120 que tem uma montagem de perfuração ou uma composição de fundo 190 fixada em sua extremidade inferior. A coluna de perfuração 120 é conduzida em um poço 126. O sistema de perfuração 100 inclui uma torre convencional 111 erguida em uma plataforma ou piso 112 que sustenta uma mesa rotativa 114 que é girada por um motor primário, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade rotacio- nal desejada. Uma tubulação (como um tubo de perfuração articulado) 122 que tem a montagem de perfuração 190 fixada nessa extremidade de fundo se estende desde a superfície até o fundo 151 do poço 126. Uma broca de perfuração 150, fixada na montagem de perfuração 190, desintegra as formações geológicas quando a mesma é girada para perfurar o poço 126. A coluna de perfuração 120 é acoplada a um guincho de perfuração 130 por meio de uma junta Kelly 121, uma cabeça injetora 128 e uma linha 129 através de uma polia. O guincho de perfuração 130 é operado para controlar o peso sobre a broca (“WOB”). A coluna de perfuração 120 pode ser girada por um top drive 114a ao invés de pelo motor primário e pela mesa rotativa 114.
[016] Em um aspecto, um fluido de perfuração adequado 131 (também chamado de “lama”) a partir de uma fonte 132 do mesmo, como um tanque de lama, é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 120 por uma bomba de lama 134. O fluido de perfuração 131 passa da bomba de lama 134 para dentro da coluna de perfuração 120 por meio de um amortecedor de surtos de pressão 136 e da linha de fluido 138. O fluido de perfuração 131a do tubo de perfuração 122 é descarregado no fundo do poço 151 através de aberturas na broca de perfuração 150. O fluido de perfuração que retorna 131b circulapoço acima através do espaço anular ou do anular 127 entre a coluna de perfuração 120 e o poço 126 e retorna para o tanque de lama 132 por meio de uma linha de retorno 135 e de uma tela 185 que remove os detritos de perfuração do fluido de perfuração que retorna 131b. Um sensor S1 na linha 138 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluido do fluido 131. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 120 fornecem informações sobre o torque e a velocidade rotacional da coluna de perfuração 120. A taxa de penetração da coluna de perfuração 120 pode ser determinada pelo sensor S5, enquanto o sensor S6 pode fornecer a carga no gancho da coluna de perfuração 120.
[017] Em algumas aplicações, a broca de perfuração 150 é gira da girando-se o tubo de perfuração 122 com o uso, por exemplo, da mesa rotativa 114. Entretanto, em outras aplicações, um motor de fundo de poço 155 (motor de lama) disposto na montagem de perfuração 190 gira a broca de perfuração 150 sozinha ou em adição à rotação da coluna de perfuração.
[018] Uma unidade de controle de superfície ou controlador 140 recebe sinais a partir dos sensores e dispositivos de fundo de poço por meio de um sensor 143 colocado em uma linha de fluido 138 e sinais a partir dos sensores S1 a S6 e de outros sensores usados no sistema 100 e processa tais sinais de acordo com instruções programadas fornecidas por um programa à unidade de controle de superfície 140. A unidade de controle de superfície 140 exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em um visor/monitor 141 que são utilizados por um operador para controlar diversas operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 140 pode ser uma unidade baseada em computador que pode incluir um processador 142 (como um microprocessador), um dispositivo de armazenamento 144, como uma memória de estado sólido, fita ou disco rígido e um ou mais programas de computador 146 no dispositivo de armazenamento 144 que são acessíveis ao processador 142 para executar instruções contidas em tais programas. A unidade de controle de superfície 140 pode, ainda, se comunicar com uma unidade de controle remota 148. A unidade de controle de superfície 140 pode processar dados relacionados a diversas operações de perfuração, dados a partir dos sensores e dispositivos na superfície, dados recebidos a partir de sensores e dispositivos do fundo de poço e pode controlar uma ou mais operações de tais sensores e dispositivos.
[019] A montagem de perfuração 190 também pode conter sen sores ou dispositivos de avaliação de formação (também chamados de sensores de medição durante a perfuração, “MWD”, ou de perfilagem durante a perfuração, “LWD”) para obter diversas propriedades de interesse, como resistividade, densidade, porosidade, permeabilidade, propriedades acústicas, propriedades de ressonância magnética nuclear, propriedades corrosivas dos fluidos ou da formação, sal ou teor de sal, e outras propriedades selecionadas da formação 195 que circunda a montagem de perfuração 190. Tais sensores são de conhecimento geral na técnica e, por conveniência, são indicados coletivamente no presente documento pelo número 165. Tais medições de avaliação de formação são frequentemente indicativas de litologia de formação, teor de hidrocarbonetos, porosidade, ou outros parâmetros de formação que podem indicar a presença de um hidrocarboneto e que podem, portanto, ser usados para alterar uma direção na qual um poço está sendo perfurado. A montagem de perfuração 190 pode incluir adicionalmente uma variedade de outros sensores e dispositivos de comunicação 159 para controlar e/ou determinar uma ou mais fun- ções e propriedades da montagem de perfuração 190 (como velocida-de,vibração, momento de flexão, aceleração, oscilações, redemoinho, solavanco, etc.) e parâmetros operacionais de perfuração, como peso sobre a broca, taxa de fluxo de fluido, pressão, temperatura, taxa de penetração, azimute, face de ferramenta, rotação de broca de perfuração, etc. Adicionalmente, a montagem de perfuração 190 pode incluir um ou mais instrumentos de levantamento 163, como acelerômetros, giroscópios e/ou magnetômetros, que são configurados para fornecer uma inclinação da montagem de perfuração 190 e/ou da broca de perfuração 150 e um ângulo azimutal ou de face de ferramenta da montagem de perfuração 190 e/ou da broca de perfuração 150.
[020] Ainda em referência à Figura 1, a coluna de perfuração 120 inclui adicionalmente um dispositivo de geração de potência 178 configurado para fornecer potência ou energia elétrica, como corrente, para sensores 165, dispositivos 159 e outros dispositivos. O dispositivo de geração de potência 178 pode estar localizado na montagem de perfuração 190 ou na coluna de perfuração 120. A montagem de perfuração 190 inclui adicionalmente um dispositivo de manobra 160 que inclui membros de manobra (também chamados de membros de aplicação de força) 160a, 160b, 160c que podem ser configurados para aplicar independentemente força no poço 126 para manobrar a broca de perfuração 150 no decorrer de qualquer direção particular.
[021] Adicionalmente, a coluna de perfuração 120 pode incluir uma unidade de controle de fundo de poço 170 que pode incluir um processador de fundo de poço 172, um dispositivo de armazenamento de memória 174, como uma memória de estado sólido, fita ou disco rígido, e um ou mais programas de computador 176 no dispositivo de armazenamento 174 que são acessíveis ao processador de fundo de poço 172 para executar instruções contidas em tais programas para realizar os métodos de perfuração direcional revelados no presente documento.
[022] A Figura 2 mostra um diagrama esquemático 200 da coluna de perfuração 120 que mostra diversos dispositivos para determinar uma localização de uma montagem de perfuração e/ou uma broca de perfuração em um poço e/ou uma formação. Um gerador acústico ou transmissor acústico 202 está disposto em uma localização de superfície 206, e um receptor acústico 212 está disposto em uma localização de fundo de poço 216. A localização de fundo de poço 216 pode estar próxima da montagem de fundo de poço (190, Figura 1) ou da broca de perfuração (150, Figura 1) ou pode estar em uma localização conhecida a partir da montagem de fundo de poço (190, Figura 1) ou da broca de perfuração (190, Figura 1). O transmissor acústico 202 está acoplado a um primeiro relógio 204 (relógio de superfície) e o receptor acústico 212 está acoplado a um segundo relógio 214 (relógio de fundo de poço). O primeiro relógio 204 e o segundo relógio 214 podem ser sincronizados antes da perfuração enquanto o segundo relógio 214 está na localização de superfície 206. O segundo relógio 214 pode estar contido no interior de um dispositivo de controle de temperatura 210 que é configurado para controlar a temperatura do segundo relógio 214 e, assim, reduzir ou minimizar uma quantidade de desvio dependente de temperatura conforme o segundo relógio 214 é conduzido às temperaturas elevadas na localização de fundo de poço 216. O segundo relógio 214 pode ser acoplado à unidade de controle de fundo de poço 170.
[023] O transmissor acústico 202 gera um pulso acústico na co luna de perfuração 120 em diversos instantes que são periodicamente separados entre si. Em uma modalidade, o transmissor acústico 202 gera o pulso acústico golpeando-se um objeto contra a coluna de perfuração 120. O primeiro relógio 204 pode fornecer o tempo para o transmissor acústico 202 e o transmissor acústico 202 pode gerar o pulso acústico em um tempo t selecionado. Alternativamente, o primeirorelógio 204 pode fornecer um sinal de geração de pulso no tempo t selecionado para acionar o transmissor acústico 202 para gerar o pulsoacústico. Os tempos nos quais os pulsos acústicos são gerados podem ser pré-selecionados e são, geralmente, periodicamente separados por um intervalo de tempo selecionado.
[024] Dessa forma, o transmissor acústico 202 gera um pulso acústico no tempo t. O pulso acústico se propaga através da coluna de perfuração 120 e é recebido pelo receptor acústico 212. O segundo relógio 214 registra um tempo de chegada t’ do pulso acústico no receptor acústico 212 e envia o tempo de chegada t’ registrado para a unidade de controle de fundo de poço 170. A unidade de controle de fundo de poço 170 determina um tempo de percurso do pulso acústico entre o transmissor acústico 202 e o receptor acústico 212 a partir da equação:
[025] O tempo de percurso Δt pode, então, ser usado para obter uma distância entre o transmissor acústico 202 e o receptor acústico 212 e, assim, obter um comprimento da coluna de perfuração 120 e/ou um comprimento do poço 126. Em diversas modalidades, o tempo de percurso e uma velocidade do som conhecida na coluna de perfuração são usados para determinar essa distância. As propriedades acústicas conhecidas da coluna de perfuração, como a impedância acústica da coluna de perfuração, podem ser usadas para corrigir o cálculo da distância entre o transmissor acústico 202 e o receptor acústico 212. A distância determinada pode, então, ser usada para determinar uma posição da broca de perfuração 150 no interior da formação.
[026] A Figura 3 ilustra sequências de pulso gerado e recebido 300 que podem ser usados para determinar posições de fundo de poço da broca de perfuração 150. Os pulsos acústicos 302 são gerados pelo transmissor acústico (202, Figura 2) em instantes 304, conforme indicado, com o uso do primeiro relógio. Na ilustração exemplificativa, o intervalo de tempo entre pulsos é de 10 segundos. Entretanto, qualquer intervalo de tempo adequado pode ser selecionado. Em geral, o intervalo de tempo é longo o suficiente de modo que um pulso acústico seja recebido no receptor acústico 212 no interior do intervalo de tempo selecionado (isto é, antes do próximo pulso na sequência ser gerado), e de modo que reflexões acústicas em diversos refletores na coluna de perfuração e no poço decaiam. O receptor acústico 212 recebe os pulsos acústicos e registra os tempos de chegada 314 com o uso do segundo relógio 214. Em diversas modalidades, a unidade de controle de fundo de poço 170 pode calcular o tempo de percurso do pulsoacústico sem fazer referência aos tempos 304 do primeiro relógio 204. Em vez disso, a programação de geração de pulso é conhecida na unidade de controle de fundo de poço 170 e é usada juntamente com os tempos de chegada 314 para determinar o tempo de percurso.
[027] Por exemplo, o primeiro relógio pode gerar pulsos acústicos 302 ilustrativos a cada 10 segundos. (t0 = 0,00 segundos, t1 = 10,00 segundos, t2 = 20,00 segundos, t3 = 30,00 segundos) Após propagação através do poço, os pulsos acústicos são recebidos nos tempos de chegada ilustrativos (t’0 = 3,42 segundos, t’1 = 13,48 segundos, t’2 = 23,51 segundos, t’3 = 33,55 segundos). A diferença resultante entre esses tempos (por exemplo, Δt0 = 3,42 segundos, Δt1 = 3,48 segundos, Δt2 = 3,51 segundos, Δt3 = 3,55 segundos) é usada para determinar a distância percorrida pelo pulso acústico e, dessa forma, a posição da broca de perfuração 150 no interior da formação 195. A unidade de controle de fundo de poço 170 pode receber um tempo de chegada selecionado, por exemplo, t’1 = 13,48 segundos, e saber que o sinal foi gerado pelo transmissor acústico 202 em t1 = 10 segundos devido ao fato de que a programação de geração de pulso para o pri- meiro relógio 204 é armazenada na unidade de controle de fundo de poço 170 e devido ao fato de que o primeiro relógio 204 e o segundo relógio 214 estão sincronizados entre si. Conforme mostrado na Figura 3, cada tempo de percurso Δt subsequente está aumentando, o que indica que a broca de perfuração está percorrendo para dentro do poço e na direção oposta ao transmissor acústico 202.
[028] A Figura 4 mostra um diagrama de seção 400 da coluna de perfuração que inclui diversos elementos que podem ser usados para controlar a navegação da coluna de perfuração com o uso dos métodos revelados no presente documento. A seção de coluna de perfuração 400 pode ter uma broca de perfuração (não mostrada) fixada em uma extremidade inferior e a mesma pode estar fixada em sua extremidade superior em um tubo da coluna de perfuração. A seção de coluna de perfuração 400 inclui o receptor acústico 212, o segundo relógio 214 e a unidade de controle de fundo de poço 170. A unidade de controle de fundo de poço 170 inclui o processador de fundo de poço 172 e um dispositivo de armazenamento de memória 174 que armazena um ou mais programas de computador 176 que são acessíveis ao processador de fundo de poço 172 para executar instruções contidas em tais programas 176. Os tempos do segundo relógio 214 podem ser enviados para a unidade de controle de fundo de poço 170 para determinar a posição de broca de perfuração no interior da formação. Diversos instrumentos de levantamento, como acelerômetro 402, magnetômetro 404 e inclinômetro 406, podem fornecer dados para a unidade de controle de fundo de poço 170 a partir da qual pode ser determinada uma orientação da broca de perfuração, isto é, a inclinação e o ângulo de face de ferramenta (azimute).
[029] A seção de coluna de perfuração 400 inclui adicionalmente um motor de fundo de poço 422 e um módulo de manobra 424. A broca de perfuração pode ser fixada em uma extremidade inferior do mó- dulo de manobra 424. O motor de fundo de poço 422 pode ser usado para girar o módulo de manobra 424 e, dessa forma, a broca de perfuração ao redor de um azimute da seção de coluna de perfuração 400. A unidade de controle de fundo de poço 170 pode, portanto, controlar a rotação do motor de fundo de poço 422 para obter um ângulo azimutal ou de face de ferramenta selecionado da broca de perfuração. O módulo de manobra 424 está equipado com diversas almofadas de manobra 426 que são posicionadas em uma localização circunferenci- al ao redor do módulo de manobra 424. Qualquer número selecionado de almofadas de manobra 426 pode ser usado. Cada almofada de manobra 426 pode ser independentemente estendida ou retraída a partir do módulo de manobra 424 para exercer uma força contra uma parede do poço e, assim, alterar uma orientação do módulo de manobra 424 e de sua broca de perfuração fixada. Dessa forma, a unidade de controle de fundo de poço 170 pode controlar o ângulo de face de ferramenta e a inclinação da broca de perfuração.
[030] A seção de coluna de perfuração 400 inclui adicionalmente diversos sensores de avaliação de formação 410, 412 que podem for-necerinformações para a unidade de controle de fundo de poço 170. O processador de fundo de poço 172 pode realizar cálculos com o uso das informações a partir dos sensores de avaliação de formação 410, 412 para selecionar a direção para futura perfuração e consequentemente manobrar a broca de perfuração, conforme discutido abaixo.
[031] Em uma modalidade, um caminho de perfuração seleciona do pode ser programado na unidade de controle de fundo de poço 170 na localização de superfície antes de conduzir a unidade de controle de fundo de poço para dentro do poço. A unidade de controle de fundo de poço 170 pode, então, usar a posição e a orientação determinadas da broca de perfuração 150 em diversos instantes durante a perfuração do poço e usar tal posição e tal orientação determinadas para de- terminar um caminho de perfuração real da broca de perfuração 150. Se uma diferença for observada entre o caminho de perfuração real e o caminho de perfuração selecionado, a unidade de controle de fundo de poço 170 pode alterar um azimute e/ou uma inclinação da broca de perfuração a fim de selecionar um caminho que reduza ou minimize a diferença entre o caminho de perfuração real e o caminho de perfuração selecionado.
[032] A Figura 5 ilustra um exemplo de trajetórias de caminho 500 que podem ocorrer durante a perfuração do poço com o uso dos métodos revelados no presente documento. Uma trajetória selecionada ou desejada é dividida em várias subtrajetórias 502 e 504. Deve ser notado que uma trajetória desejada real pode ter centenas ou mesmo milhares de subtrajetórias. Apenas duas das tais subtrajetórias são mostradas para propósitos ilustrativos. No final da subtrajetória 502, espera-se que a broca de perfuração esteja na localização X1, em que X1 representa as coordenadas (x, y, z), e tenha uma orientação θ1 que representa coordenadas angulares. O estado esperado da broca de perfuração 150 pode, portanto, ser escrito como (X1, θl). O estado da broca de perfuração 150 no final da subtrajetória 502 é, portanto, (X2, θ2). Conforme a broca de perfuração perfura o poço, a mesma pode, em vez disso, perfurar no decorrer do caminho 512 para se encontrar no estado de espaço (X’1, θ’1) ao final de um intervalo de tempo selecionado. Nesse instante, a chegada do pulso acústico no fundo de poço indica as coordenadas de posição X’1 e as medições de levantamento são usadas para obter θ’1. O estado real (X’1, θ’1) pode, portanto, ser comparado com o estado desejado (X’1, θ’1) para determinar um caminho de perfuração subsequente 514. No final do caminho de perfuração 514, a broca de perfuração pode se encontrar em (X’2, θ’2) ao invés de em (X2, θ2). Portanto, outro cálculo pode ser realizado para determinar um caminho de perfuração subsequente. Visto que os caminhos de perfuração reais 512 e 514 não são colinea- res, os comprimentos e as orientações dos caminhos reais 512 e 512 podem ser usados como vetores a fim de obter a posição da broca de perfuração no espaço tridimensional. Dessa forma, os caminhos reais, suas localizações e orientações podem ser armazenados no dispositivo de armazenamento de memória de fundo de poço 174 para usar em cálculos de posição e orientação subsequentes.
[033] Em outra modalidade, um modelo da formação pode ser programado na unidade de controle de fundo de poço 170 antes de conduzir a unidade de controle de fundo de poço 170 para dentro do poço. A unidade de controle de fundo de poço 170 pode, então, mapear a posição e a orientação determinadas da broca de perfuração determinadas com o uso dos métodos revelados no presente documento para o modelo de formação. A unidade de controle de fundo de poço 170 pode, então, determinar uma trajetória de broca de perfuração para um caminho de perfuração subsequente com o uso da posição e da orientação mapeadas da broca de perfuração e do modelo de formação e, consequentemente, alterar o parâmetro de manobra selecionado (isto é, o ângulo de face de ferramenta e a inclinação).
[034] Ainda em outra modalidade, a unidade de controle de fundo de poço 170 pode obter medições de avaliação de formação durante a perfuração com o uso de, por exemplo, sensores de avaliação de formação 410 e 412. A unidade de controle de fundo de poço 170 pode, então, usar as medições de avaliação de formação obtidas, assim como a posição e a orientação determinadas com o uso dos métodos revelados no presente documento, para selecionar uma trajetória de broca de perfuração para um caminho de perfuração subsequente. Por exemplo, a broca de perfuração pode estar perfurando horizontalmente e as medições de avaliação de formação podem indicar que um depósito de hidrocarboneto pode ser encontrado perfurando-se para bai- xo. O caminho de broca de perfuração pode, então, ser alterado da perfuração horizontal para perfuração vertical, conforme determinado pela unidade de controle de fundo de poço 170.
[035] Em diversas modalidades, a unidade de controle de fundo de poço 170 pode usar qualquer combinação dos métodos de manobra revelados acima para manobrar ou navegar a broca de perfuração.
[036] Em um aspecto da presente revelação, a unidade de con trole de fundo de poço 170 tem capacidade para manobrar a broca de perfuração com o uso de cálculos que são completamente realizados no fundo de poço. Dessa forma, não há a necessidade de enviar medições de levantamento poço acima ou de um operador em uma localização de superfície ou de um processador na parte superior do poço receber tais medições, selecionar uma direção de perfuração e enviar sinais poço abaixo para alterar diversos parâmetros de manobra. Como resultado, o operador não está diretamente envolvido com o processo de perfuração direcional. Em vez disso, o operador se torna meramente um observador e/ou um administrador do processo de perfuração. Para essa finalidade, a unidade de controle de fundo de poço 170 pode enviar periodicamente um relatório de progresso poço acima para análise e/ou exame pelo operador.
[037] Portanto, em um aspecto, a presente revelação fornece um método para perfurar um poço que inclui: determinar um comprimento do poço entre uma localização de superfície e uma broca de perfuração em uma extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração no poço; obter um ângulo azimutal e inclinação da broca de perfuração; e usar um processador de fundo de poço para: determinar uma posição e uma orientação da broca de perfuração a partir da distância, do ângulo azimutal e da inclinação determinados, e alterar um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetó- ria selecionada para perfurar o poço. A trajetória selecionada pode ser: (i) uma trajetória pré-selecionada armazenada em uma localização de memória de fundo de poço; (ii) uma trajetória determinada com o uso de um modelo de formação armazenado na localização de memória de fundo de poço e da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração; e/ou (iii) uma trajetória determinada pelo processador de fundo de poço com o uso de medições de formação in-situ obtidas no fundo de poço. Um tempo de percurso para um pulso acústico atravessar o poço desde a localização de superfície até broca de perfuração é obtido a fim de determinar o comprimento do poço. O pulso acústico pode ser gerado na localização de superfície de acordo com uma programação conhecida fornecida por um primeiro relógio. Um tempo de chegada do pulso acústico é registrado em um receptor acústico de fundo de poço com o uso de um segundo relógio na localização de fundo de poço. O tempo de percurso é, então, obtido com o uso do tempo de chegada registrado obtido a partir do segundo relógio e da programação conhecida para gerar o pulso acústico. O primeiro relógio e o segundo relógio estão sincronizados entre si. Em diversas modalidades, o tempo de percurso obtido e a posição anterior e a orientação conhecidas da broca de perfuração são usadas para determinar a posição da broca de perfuração. A impedância acústica da coluna de perfuração pode ser usada para corrigir um cálculo de um comprimento da coluna de perfuração com base no tempo de percurso medido do pulso acústico através da coluna de perfuração. Em uma modalidade exemplificativa, o parâmetro de manobra da broca de perfuração é alterado com o uso de cálculos completamente realizados no processador de fundo de poço.
[038] Em outro aspecto, a presente revelação fornece um siste ma para perfurar um poço, sendo que o sistema inclui: uma coluna de perfuração que tem uma broca de perfuração em uma extremidade de fundo de poço; um relógio de fundo de poço na extremidade de fundo de poço da coluna de perfuração configurado para registrar um tempo de chegada à extremidade de fundo de poço de um pulso acústico gerado na coluna de perfuração em uma localização de superfície; e um processador de fundo de poço configurado para: determinar um comprimento da coluna de perfuração com o uso do tempo de chegada registrado, determinar uma posição e uma orientação da broca de perfuração com o uso do comprimento determinado e um ângulo azimutal e uma inclinação obtidos da broca de perfuração, e alterar um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetória selecionada do poço. A trajetória selecionada pode ser pelo menos uma dentre: (i) uma trajetória pré-selecionada armazenada em uma localização de memória de fundo de poço; (ii) uma trajetória determinada com o uso de um modelo de formação armazenado na localização de memória de fundo de poço e da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração; e (iii) uma trajetória determinada pelo processador de fundo de poço com o uso de medições de formação in-situ obtidas no fundo de poço. O processador pode determinar o comprimento da coluna de perfuração obtendo-se um tempo de percurso para o pulso acústico gerado atravessar a coluna de perfuração desde uma localização de superfície até uma localização de fundo de poço. Em uma modalidade, um gerador de pulso acústico na localização de superfície gera o pulso acústico em um tempo programado e o processador de fundo de poço obtém o tempo de percurso com o uso do tempo de chegada registrado e de uma programação conhecida para gerar o pulso acústico. Um relógio de superfície pode ser usado para controlar a geração do pulso acústico no gerador de pulso acústico e o relógio de superfície está sincronizado com o relógio de fundo de poço. O processador de fundo de poço pode adicionalmente deter- minar a posição da broca de perfuração com o uso do tempo de percurso obtido e de uma posição anterior e uma orientação anterior conhecidas da broca de perfuração. O processador de fundo de poço pode adicionalmente realizar tais cálculos para alterar o parâmetro de manobra da broca de perfuração sem comunicar dados relevantes para ou receber instruções de um operador ou de um processador na localização de superfície.
[039] Ainda em outro aspecto, a presente invenção fornece um aparelho de perfuração que inclui: uma broca de perfuração em uma extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração em um poço; um receptor na extremidade de fundo de poço da coluna de perfuração configurado para receber um pulso acústico gerado na coluna de perfuração em uma localização de superfície; um relógio de fundo de poço configurado para gerar um carimbo de data/hora quando o pulso acústico é recebido no receptor de fundo de poço; e um processador de fundo de poço configurado para: determinar um comprimento da coluna de perfuração com o uso do carimbo de data/hora, determinar uma posição e uma orientação da broca de perfuração com o uso do comprimento determinado, um ângulo azimutal obtido da broca de perfuração e uma inclinação obtida da broca de perfuração, e alterar um parâmetro de manobra da broca de perfuração com o uso da posi-ção e da orientação determinadas da broca de perfuração para obter uma trajetória selecionada. A trajetória selecionada pode ser pelo menos uma dentre: (i) uma trajetória pré-selecionada armazenada em uma localização de memória de fundo de poço; (ii) uma trajetória determinada com o uso de um modelo de formação armazenado na localização de memória de fundo de poço e da posição e da orientação determinadas da broca de perfuração; e (iii) uma trajetória determinada pelo processador de fundo de poço com o uso de medições de formação in-situ obtidas no fundo de poço. O processador de fundo de poço pode determinar o comprimento da coluna de perfuração obtendo-se um tempo de percurso para o pulso acústico gerado atravessar a coluna de perfuração desde uma localização de superfície até uma localização de fundo de poço. Em uma modalidade, um gerador de pulso acústico na localização de superfície gera o pulso acústico em um tempo programado e o processador de fundo de poço obtém o tempo de percurso com o uso do tempo de chegada registrado e de um tempo programado conhecido para gerar o pulso acústico. Um relógio de superfície sincronizado com o relógio de fundo de poço pode ser usado para controlar a geração do pulso acústico no gerador de pulso acústico. O processador de fundo de poço pode adicionalmente determinar a posição da broca de perfuração com o uso do tempo de percurso obtido e de uma posição anterior e uma orientação anterior conhecidas da broca de perfuração.
[040] A descrição supracitada é direcionada para modalidades específicas para os propósitos de ilustração e explicação. Entretanto, ficará evidente para pessoas versadas na técnica que muitas modificações e alterações nas modalidades apresentadas acima podem ser feitas sem que se afaste do escopo e do espírito dos conceitos e das modalidades revelados no presente documento. Pretende-se que as reivindicações a seguir sejam interpretadas como abrangendo todas as tais modificações e alterações.
Claims (10)
1. Método para perfurar um poço (126), caracterizado pelo fato de que compreende: gerar periodicamente pulsos acústicos espaçados (302) em uma localização de superfície (206); em que os pulsos acústicos periodicamente espaçados (302) são gerados nos momentos (304) fornecidos por um relógio de superfície (204) em um local de superfície (206); registrar os tempos de chegada dos pulsos acústicos (302) na extremidade de fundo de poço de uma coluna de perfuração (120) no poço (126); e usar um processador de fundo de poço (172) para: calcular os tempos de viagem dos pulsos acústicos usando os tempos de chegada registrados (314) e sem se referir aos tempos (304) do relógio de superfície (204; determinar um comprimento da coluna de perfuração (120) entre a localização da superfície (206) e uma broca (150) na extremidade de fundo de poço usando os tempos de deslocamento calculados; corrigir o comprimento determinado usando uma impedân- cia acústica conhecida da coluna de perfuração (120); obter um ângulo de azimute e inclinação da broca (150); determinar uma posição e orientação da broca (150) a partir do comprimento corrigido, o ângulo de azimute obtido e a inclinação da broca (150); determinar uma trajetória para o poço usando medições de formação in situ obtidas no fundo do poço; e alterar um parâmetro de direção da broca (150) usando a posição e orientação determinadas da broca para obter a trajetória determinada do poço.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a geração dos pulsos acústicos (302) no local da superfície (206) de acordo com uma programação conhecida fornecida pelo relógio de superfície (204), registrando os tempos de chegada dos pulsos acústicos (302) em um receptor acústico de fundo de poço (212) usando um relógio de fundo de poço (214) na extremidade de fundo de poço e obtendo o tempo de viagem usando os tempos de chegada registrados obtidos a partir do segundo relógio (214) e a programação conhecida para gerar o pulso acústico (302).
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o relógio de superfície (204) e o relógio de fundo de poço (214) são sincronizados.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a determinação da posição da broca (150) utilizando o tempo de deslocamento obtido e uma posição e orientação anteriores conhecidas da broca (150).
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a alteração do parâmetro de direção da broca (150) usando cálculos realizados inteiramente no processador de fundo de poço (172).
6. Sistema (100) para perfurar um poço (126), caracterizadopelo fato de que compreende: uma coluna de perfuração (120) incluindo refletores acústicos e uma impedância acústica, a coluna de perfuração (120) tendo uma broca (150) de perfuração em uma extremidade de fundo de poço; um transmissor acústico (202) em um local de superfície (206) configurado para gerar pulsos acústicos periodicamente espaçados (302) na coluna de perfuração (120); um relógio de superfície (204) configurado para fornecer tempos ao transmissor acústico (202) no qual os pulsos acústicos (302) são gerados, um relógio de fundo de poço (214) na extremidade de fundo de poço da coluna de perfuração (120) configurada para registrar os tempos de chegada dos pulsos acústicos (302) na extremidade de fundo de poço; e um processador de fundo de poço (172) configurado para: calcular os tempos de viagem dos pulsos acústicos (302) usando os tempos de chegada registrados (314) e sem se referir aos tempos (304) do relógio de superfície (204); determinar um comprimento da coluna de perfuração (120) usando os tempos de deslocamento calculados; corrija o comprimento determinado usando uma impedância acústica conhecida da coluna de perfuração (1 20); determinar uma posição e orientação da broca (150) usando o comprimento corrigido e um ângulo de azimute e inclinação obtidos da broca; e alterar um parâmetro de direção da broca (150) usando a posição e orientação determinadas da broca (150) para obter uma trajetória selecionada do poço (1 26), em que a trajetória selecionada é determinada no processador de fundo de poço (172) usando medições in situ obtidas no fundo do poço.
7. Sistema (100), de acordo com a reivindicação 6, carac-terizadopelo fato de que o transmissor acústico (202) é configurado para gerar os pulsos acústicos (302) em um horário programado e em que o processador de fundo de poço (172) é ainda configurado para obter os tempos de viagem usando os tempos de chegada registrados e uma programação conhecida para gerar os pulsos acústicos (302).
8. Sistema (100), de acordo com a reivindicação 6, carac-terizadopelo fato de que o relógio de superfície (204) usado para con- trolar a geração dos pulsos acústicos (302) no transmissor de pulso acústico (202) é sincronizado com o relógio de fundo de poço (214).
9. Sistema (100), de acordo com a reivindicação 6, carac-terizadopelo fato de que o processador de fundo de poço (172) é ainda configurado para determinar a posição da broca (150) usando o tempo de percurso obtido e uma posição anterior conhecida e orientação anterior da broca (150).
10. Sistema (100), de acordo com a reivindicação 6, carac-terizadopelo fato de que o processador de fundo de poço (172) é ainda configurado para executar cálculos para alterar o parâmetro de direção da broca (150) sem receber instruções de um operador ou processador no local da superfície (206).
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/049,430 | 2013-10-09 | ||
| US14/049,430 US9963936B2 (en) | 2013-10-09 | 2013-10-09 | Downhole closed loop drilling system with depth measurement |
| PCT/US2014/059306 WO2015054131A1 (en) | 2013-10-09 | 2014-10-06 | Downhole closed loop drilling system with depth measurement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112016007538A2 BR112016007538A2 (pt) | 2017-08-01 |
| BR112016007538B1 true BR112016007538B1 (pt) | 2022-01-11 |
Family
ID=52776073
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112016007538-2A BR112016007538B1 (pt) | 2013-10-09 | 2014-10-06 | Método e sistema de perfuração em circuito fechado de fundo de poço com medição de profundidade |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9963936B2 (pt) |
| EP (1) | EP3055502B1 (pt) |
| CN (1) | CN105793521B (pt) |
| BR (1) | BR112016007538B1 (pt) |
| RU (1) | RU2678751C2 (pt) |
| SA (1) | SA516370886B1 (pt) |
| WO (1) | WO2015054131A1 (pt) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9932818B2 (en) * | 2010-11-17 | 2018-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling a well |
| AU2013402452B2 (en) * | 2013-10-11 | 2016-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimal control of the drill path using path smoothing |
| US9574440B2 (en) * | 2014-10-07 | 2017-02-21 | Reme, L.L.C. | Flow switch algorithm for pulser driver |
| US20170114630A1 (en) * | 2015-10-22 | 2017-04-27 | MicroPulse, LLC | Integrated measurement while drilling directional controller |
| US10550682B2 (en) * | 2015-10-22 | 2020-02-04 | Micropulse, Llc. | Programmable integrated measurement while drilling directional controller |
| US10444063B2 (en) * | 2016-09-23 | 2019-10-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole fiber optic hydrophone |
| CA2967606C (en) | 2017-05-18 | 2023-05-09 | Peter Neufeld | Seal housing and related apparatuses and methods of use |
| US10760408B2 (en) * | 2017-11-09 | 2020-09-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods and systems for detecting relative positions of downhole elements in downhole operations |
| CN108266181B (zh) * | 2018-04-09 | 2023-12-29 | 东营仪锦能源科技有限公司 | 一种煤矿钻机钻杆深度测量装置 |
| US10794176B2 (en) * | 2018-08-05 | 2020-10-06 | Erdos Miller, Inc. | Drill string length measurement in measurement while drilling system |
| US11674353B2 (en) | 2020-01-31 | 2023-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Trajectory control for directional drilling |
| US11913334B2 (en) | 2020-05-20 | 2024-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole controller assisted drilling of a constant curvature in a borehole |
| CN112431587B (zh) * | 2020-12-22 | 2022-12-23 | 山东省交通规划设计院集团有限公司 | 一种勘探孔深实时探测装置及方法 |
| US11454109B1 (en) * | 2021-04-21 | 2022-09-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless downhole positioning system |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO306522B1 (no) * | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
| US5320180A (en) | 1992-10-08 | 1994-06-14 | Sharewell Inc. | Dual antenna radio frequency locating apparatus and method |
| US6131694A (en) | 1998-09-02 | 2000-10-17 | Ahlliburton Energy Services, Inc. | Vertical seismic profiling in a drilling tool |
| RU2204712C2 (ru) * | 2001-06-28 | 2003-05-20 | Саратовский государственный технический университет | Система определения параметров забойных скважин |
| US7668041B2 (en) | 2002-03-28 | 2010-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for acquiring seismic data while tripping |
| US7000710B1 (en) | 2002-04-01 | 2006-02-21 | The Charles Machine Works, Inc. | Automatic path generation and correction system |
| US7044238B2 (en) | 2002-04-19 | 2006-05-16 | Hutchinson Mark W | Method for improving drilling depth measurements |
| US7114580B1 (en) | 2003-02-21 | 2006-10-03 | Microtesla, Ltd. | Method and apparatus for determining a trajectory of a directional drill |
| US7283910B2 (en) | 2004-07-15 | 2007-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Incremental depth measurement for real-time calculation of dip and azimuth |
| US7874351B2 (en) | 2006-11-03 | 2011-01-25 | Baker Hughes Incorporated | Devices and systems for measurement of position of drilling related equipment |
| US8902695B2 (en) | 2006-12-06 | 2014-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for clock shift correction for measurement-while-drilling measurements |
| US7533725B2 (en) * | 2006-12-29 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corp. | Method and system for altering pore pressure in a fracturing operation |
| RU67635U1 (ru) * | 2007-05-17 | 2007-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" |
| US8040755B2 (en) | 2007-08-28 | 2011-10-18 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe depth measurement system |
| US8442769B2 (en) | 2007-11-12 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining and utilizing high fidelity wellbore trajectory |
| EP2385213B1 (en) * | 2007-12-17 | 2013-03-06 | Landmark Graphics Corporation | System and method for modelling wellbore trajectories |
| BRPI0908566B1 (pt) | 2008-03-03 | 2021-05-25 | Intelliserv International Holding, Ltd | Método de monitoramento das condições de furo abaixo em um furo de sondagem penetrando uma formação subterrânea |
| US8210280B2 (en) * | 2008-10-13 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation using a gamma ray sensor |
| US8215384B2 (en) * | 2008-11-10 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation and drill bit and drill string analysis using an acoustic sensor |
| US20120018219A1 (en) | 2009-03-30 | 2012-01-26 | Douwe Johannes Runia | Method and steering assembly for drilling a borehole in an earth formation |
| CN101598016B (zh) | 2009-04-16 | 2013-03-27 | 宁波金地电子有限公司 | 水平定向钻导向仪深度多点校正方法 |
| US20120097452A1 (en) | 2010-10-26 | 2012-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Downhole Tool Deployment Measurement Method and Apparatus |
| CN102748010B (zh) * | 2011-04-18 | 2015-09-09 | 北京紫贝龙科技股份有限公司 | 姿态测量系统和方法以及油井井眼轨迹测量系统和方法 |
| EP2721252B1 (en) | 2011-06-14 | 2016-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and computer program for predicting borehole geometry |
| EP2771542A1 (en) | 2011-10-25 | 2014-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for providing a package of sensors to enhance subterranean operations |
-
2013
- 2013-10-09 US US14/049,430 patent/US9963936B2/en active Active
-
2014
- 2014-10-06 BR BR112016007538-2A patent/BR112016007538B1/pt active IP Right Grant
- 2014-10-06 EP EP14852473.9A patent/EP3055502B1/en active Active
- 2014-10-06 CN CN201480055106.XA patent/CN105793521B/zh active Active
- 2014-10-06 RU RU2016115590A patent/RU2678751C2/ru active
- 2014-10-06 WO PCT/US2014/059306 patent/WO2015054131A1/en active Application Filing
-
2016
- 2016-04-06 SA SA516370886A patent/SA516370886B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150096805A1 (en) | 2015-04-09 |
| EP3055502A4 (en) | 2017-06-28 |
| CN105793521B (zh) | 2019-03-26 |
| RU2016115590A (ru) | 2017-11-15 |
| US9963936B2 (en) | 2018-05-08 |
| EP3055502B1 (en) | 2020-01-22 |
| RU2678751C2 (ru) | 2019-01-31 |
| SA516370886B1 (ar) | 2021-07-12 |
| EP3055502A1 (en) | 2016-08-17 |
| CN105793521A (zh) | 2016-07-20 |
| BR112016007538A2 (pt) | 2017-08-01 |
| RU2016115590A3 (pt) | 2018-05-22 |
| WO2015054131A1 (en) | 2015-04-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BR112016007538B1 (pt) | Método e sistema de perfuração em circuito fechado de fundo de poço com medição de profundidade | |
| US10858929B2 (en) | Methods for drilling multiple parallel wells with passive magnetic ranging | |
| US20160273340A1 (en) | Well ranging apparatus, systems, and methods | |
| CA2963389C (en) | Methods and apparatus for monitoring wellbore tortuosity | |
| BR112020024307A2 (pt) | volumetria de razão de gás para navegação de reservatório | |
| CA2890150C (en) | Passive magnetic ranging for sagd and relief wells via a linearized trailing window kalman filter | |
| US8061047B2 (en) | Active positioning of downhole devices using spherical motors | |
| CA2948321C (en) | Employing a target risk attribute predictor while drilling | |
| BR112014009982B1 (pt) | Sistema integrado para intensificar o desempenho de operações subterrâneas, e, método para intensificar o desempenho de operações subterrâneas | |
| CA2746078A1 (en) | System and method for determining downhole positions | |
| NO343306B1 (no) | Trippindikator for MWD-systemer | |
| BR112020009064B1 (pt) | Método para iniciar uma operação de fundo de poço em um poço formado na terra e sistema para iniciar uma operação de fundo de poço | |
| BR112014005986B1 (pt) | método de estimar deslocamento de fase entre sinais em uma formação de terra e aparelho para sincronização em uma formação de terra | |
| BR112013023690B1 (pt) | Metodo e aparelho para estimar um perfil de resistencia de rocha de uma formaqao | |
| CN107075915A (zh) | 用于井筒钻探工具的前瞻性传感器数据的可视化 | |
| BR112020011770B1 (pt) | Métodos e sistemas de travamento azimutal para operações de perfuração | |
| BRPI0917406B1 (pt) | método para determinar um parâmetro relativo a uma ferramenta de fundo de poço e aparelho para uso em um furo de poço. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
| B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 06/10/2014, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |