BR112017026879B1

BR112017026879B1 - Sistema para determinar uma direção para uma broca de perfuração e método para determinar uma direção para uma broca de perfuração

Info

Publication number: BR112017026879B1
Application number: BR112017026879-5A
Authority: BR
Inventors: Carl J. Cramm; Andrew John Cuthbert; Joe Eli Hess
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc
Priority date: 2015-09-10
Filing date: 2015-09-10
Publication date: 2022-07-05
Also published as: GB2557463B; US11015429B2; GB2557463A; AU2015408775B2; NL1041915A; NL1041915B1; MX2017016314A; CA2992437C; NO20171979A1; WO2017044103A1; FR3041027B1; ITUA20164006A1; SA518390727B1; US20180216452A1; BR112017026879A2; AU2015408775A1; GB201720004D0; CA2992437A1; FR3041027A1

Abstract

SISTEMA E MÉTODO. Em uma ou mais modalidades, um sistema compreende um primeiro (alvo) furo de poço disposto numa formação, o primeiro furo de poço tendo um desequilíbrio de pressão no mesmo causando um influxo de fluidos de formação, um segundo (alívio) furo de poço disposto na formação, uma coluna de perfuração disposta no segundo furo de poço, a coluna de perfuração compreendendo uma broca de perfuração e uma ferramenta de perfilagem, e um módulo de variação de furo de poço que compreende um processador e memória, o módulo de variação de furo de poço acoplado à coluna de perfuração. A ferramenta de perfilagem está configurada para detectar a energia acústica originada do influxo no primeiro furo de poço e gerar um ou mais sinais associados à energia acústica detectada. O módulo de variação de furo de poço está configurado para receber, a partir da ferramenta de perfilagem, um ou mais sinais associados à energia acústica detectada e determinar, usando os sinais recebidos, uma direção da broca de perfuração para o influxo do primeiro furo de poço.

Description

Fundamentos

[0001] A presente divulgação se refere, em geral, à variação de furo de poço e, mais particularmente, a técnicas de variação passiva que utilizam energia acústica proveniente de um furo de poço alvo.

[0002] Em alguns casos, os hidrocarbonetos extraídos das formações subterrâneas podem inadvertidamente entrar em um poço de forma descontrolada, causando um blowout. As operações de alívio podem incluir perfurar um poço de alívio para intersectar ou chegar perto do influxo de hidrocarbonetos em um poço alvo. Por conseguinte, é desejável obter informações sobre o local do ponto de influxo em relação ao poço de alívio durante a perfuração. Para fazer isso, medições periódicas podem ser tomadas durante a perfuração; medições variáveis podem ser tomadas usando técnicas ativas ou passivas. As técnicas ativas envolvem o uso de sinais de excitação na determinação de medições variáveis, enquanto as técnicas passivas não envolvem sinais de excitação na determinação de medições de variação.

Breve descrição dos desenhos

[0001] Para uma compreensão mais completa da divulgação atual e suas características e vantagens, agora é feita referência à descrição a seguir, em conjunto com os desenhos anexos, nos quais:

[0002] A FIGURA 1 ilustra um sistema de perfilagem de fundo de poço de exemplo usado num ambiente de perfuração de hidrocarboneto de acordo com modalidades da presente divulgação;

[0003] A FIGURA 2 ilustra um exemplo de ferramenta de perfilagem de fundo de poço de acordo com as modalidades da presente divulgação;

[0004] A FIGURA 3 ilustra um diagrama de blocos de um sistema de computação de exemplo para uso em um sistema de perfilagem de fundo de poço de acordo com modalidades da presente divulgação; e

[0005] A FIGURA 4 ilustra um exemplo de método para realizar a variação acústica passiva usando medições de velocidade acústica de acordo com as modalidades da presente divulgação.

[0006] Embora modalidades desta divulgação tenham sido representadas e descritas e sejam definidas em referência às modalidades exemplares da divulgação, tais referências não implicam numa limitação da divulgação e nenhuma tal limitação será inferida. A matéria divulgada é capaz de consideráveis modificações, alterações e equivalentes na forma e na função, como ocorrerão para aqueles versados na técnica pertinente e tendo o benefício desta divulgação. As modalidades descritas e representadas nesta divulgação são apenas exemplos e não são exaustivas do escopo da divulgação.

Descrição detalhada

[0007] A presente divulgação descreve sistemas e métodos para determinar uma distância e/ou direção de um segundo furo de poço (por exemplo, um poço de alívio) para um primeiro furo de poço (por exemplo, um poço alvo) usando energia acústica originária do primeiro furo de poço. Em particular, a distância e/ou a direção do primeiro furo de poço para o primeiro furo de poço podem ser determinadas usando energia acústica originada naturalmente de um influxo de hidrocarbonetos dentro do primeiro furo de poço, sem o uso de sinais de excitação acústica. Esta técnica pode ser referida como variação acústica passiva.

[0008] No campo da construção de poços, perfurar um poço de alívio pode fornecer um canal para estabelecer comunicações hidráulicas com um poço alvo. Tais procedimentos são mais frequentemente empregados quando o poço de alívio é perfurado para "matar" o poço alvo. Um poço de alívio pode ser perfurado como um buraco reto até um ponto de pouso planejado, onde é então virado para o poço alvo. A perfuração é, posteriormente, continuada até o poço alvo ser localizado e o poço de alívio é posicionado ou orientado de modo que a comunicação hidráulica entre os dois poços possa ser estabelecida. A fim de interceptar com precisão o primeiro poço, técnicas variáveis podem ser empregadas. Medições variáveis típicas nessas situações podem ser realizadas usando técnicas ativas ou passivas. As técnicas ativas envolvem o uso de sinais de excitação (por exemplo, sinais de excitação acústica) na determinação das medições de variação. Por outro lado, as técnicas passivas não usam sinais de excitação, mas podem exigir o revestimento ferromagnético no poço alvo, a fim de determinar as medições de variação (por exemplo, usando sinais magnéticos).

[0009] No entanto, de acordo com as modalidades da presente divulgação, a energia acústica causada por um ou mais influxos de hidrocarbonetos no furo de poço alvo (por exemplo, estímulos causados por desequilíbrios entre o fluido de perfuração e o fluido de formação) pode ser detectada usando uma ferramenta de perfilagem disposta no furo de poço de alívio. O deslocamento de fluidos no influxo pode causar uma liberação de energia acústica (por exemplo, eventos microssísmicos) na formação que pode ser detectada e analisada para determinar o local do influxo (por exemplo, uma distância e/ou direção para o influxo de hidrocarbonetos). Ao fazê-lo, pode-se fornecer um meio preciso para variar para o poço alvo do poço de alívio usando um ou mais modos de aquisição, incluindo modo monopolo (por exemplo, Stoneley), dipolo (por exemplo, flexão) e quadrupolo (por exemplo, parafuso), que podem fornecer uma interpretação e avaliação acústica abrangente de uma determinada assinatura relacionada ao influxo de fluidos de formação (por exemplo, hidrocarbonetos) no influxo na interface de formação/furo de poço.

[00010] Por exemplo, durante a perfuração do furo de poço de alívio, um aparelho LWD disposto em uma coluna de perfuração no poço de alívio pode detectar um ou mais eventos microssísmicos causados por um influxo de hidrocarbonetos no furo de poço alvo. Com base nos eventos microssísmicos detectados, pode-se determinar uma direção e distância estimada para o influxo do furo de poço alvo, e a direção ou trajetória de perfuração do alívio pode ser modificada ou ajustada de modo que o poço de alívio intersecte o furo de poço alvo próximo do local do influxo (para estabelecer a comunicação hidráulica entre os dois poços). As técnicas de variação acústica passiva, como aqui descrito, podem não exigir qualquer fonte de sinais de excitação, conforme exigido por técnicas de variação ativas, e também não requerem qualquer revestimento ferromagnético, conforme exigido pelas técnicas atuais de variação passiva, permitindo que as medições de variação sejam realizadas em um furo de poço aberto, não revestido ou porção de um furo de poço.

[00011] Em certas modalidades, uma vez que um local de um influxo no primeiro furo de poço é determinada por uma medição de variação acústica passiva (por exemplo, por triangulação em múltiplas profundidades de variação, com base no mapeamento da energia acústica do influxo), uma série de medições de variação acústica passiva adicionais podem ser tomadas em profundidades adicionais para reduzir a elipse de incerteza em torno da trajetória projetada do primeiro furo de poço. Como as elipses de incerteza próximas a um valor de um, as medições de variação adicionais definem melhor as coordenadas (por exemplo, coordenadas x, y e z) do local do influxo alvo antecipado do primeiro furo de poço com precisão crescente até a proximidade ou a intercepção entre o primeiro furo de poço e o primeiro furo de poço serem estabelecidas.

[00012] Para facilitar uma melhor compreensão da presente divulgação, os seguintes exemplos de certas modalidades são apresentados. De forma alguma, os seguintes exemplos serão lidos para limitar ou definir o escopo da divulgação. Modalidades da presente invenção e suas vantagens são mais bem compreendidas por referência às FIGURAS 1 a 4, em que números similares são usados para indicar peças semelhantes e correspondentes.

[00013] A FIGURA 1 ilustra um sistema de perfuração de exemplo 100 de acordo com modalidades da presente divulgação. O sistema de perfuração 100 inclui uma sonda 101 localizada em uma superfície 111 e posicionada acima de um furo de poço 103 dentro de uma formação subterrânea 102. Em certas modalidades, uma composição de perfuração 104 pode ser acoplada à sonda 101 utilizando uma coluna de perfuração 105. Embora ilustrado como uma aplicação on-shore, entende-se que aspectos da presente divulgação podem ser aplicados também a sistemas de perfuração off-shore. A composição de perfuração 104 pode incluir uma composição de fundo (BHA) 106. A BHA 106 pode incluir uma broca de perfuração 109, uma composição de orientação 108 e um aparelho de LWD/MWD 107. Uma unidade de controle 110 localizada na superfície 111 pode incluir um processador e dispositivo de memória (por exemplo, um dispositivo de computação semelhante ao dispositivo de computação 300 da FIG. 3) e pode comunicar com elementos da BHA 106, do aparelho de LWD/MWD 107 e a composição de orientação 108. A unidade de controle 110 pode receber dados da e enviar sinais de controle para a BHA 106. Adicionalmente, pelo menos um processador e um dispositivo de memória podem ser localizados no fundo do poço dentro da BHA 106 para os mesmos fins em certas modalidades. O aparelho de LWD/MWD 107 pode registrar a formação 102 (incluindo aspectos do furo de poço 113) tanto enquanto o furo de poço 103 está sendo perfurado, e depois que o poço é perfurado para fornecer informações sobre as operações subterrâneas em curso. O aparelho de LWD/MWD 107 pode ser uma ferramenta acústica de perfilagem de fundo de poço semelhante à ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 da FIGURA 2, em certas modalidades. Por exemplo, o aparelho de LWD/MWD 107 pode tomar medições de variação acústica passiva periódica para determinar um local relativa de um influxo de hidrocarbonetos no furo de poço 113 em relação à extremidade do furo de poço 103 (isto é, perto da broca de perfuração 109).

[00014] A composição de orientação 108 pode incluir um motor de lama que fornece energia para a broca de perfuração 109 e que é girado ao longo da broca de perfuração 109 durante as operações de perfuração. O motor de lama pode ser um motor de perfuração de deslocamento positivo que usa a potência hidráulica do fluido de perfuração para conduzir a broca de perfuração 109. De acordo com as modalidades da presente divulgação, a BHA 106 pode incluir uma porção opcionalmente não rotativa. A porção opcionalmente não rotativa da BHA 106 pode incluir qualquer um dos componentes da BHA 106 excluindo o motor de lama e a broca de perfuração 109. Por exemplo, a porção opcionalmente não rotativa pode incluir um colar de perfuração, o aparelho de LWD/MWD 107, sub de bits, estabilizadores, dispositivos dissonantes e cruzamentos. Em certas modalidades, a composição de orientação 108 pode angular a broca de perfuração 109 para perfurar com um ângulo do furo de poço 103. Manter a posição axial da broca de perfuração 109 em relação ao furo de poço 103 pode exigir conhecimento da posição de rotação da broca de perfuração 109 em relação ao furo de poço 103. Embora seja descrito como incorporando um motor de lama, entende-se que a composição de orientação pode incluir qualquer motor apropriado para fornecer energia à broca de perfuração 109.

[00015] O furo de poço 103 pode ser relativamente adjacente ao furo poço 113, como mostrado na FIGURA 1. O furo de poço 113 pode ser um furo de poço existente para um poço de produção de hidrocarbonetos, ou pode ser um poço de perfuração simultaneamente com o furo de poço 103 com um sistema de perfuração similar à plataforma 101 e seus componentes 103-109. As porções de furo de poço 113 podem ser encapsuladas por materiais rígidos, tais como por cimento ou aço (por exemplo, revestimento 114 da FIGURA 1). Em modalidades particulares, o furo de poço 103 pode ser perfurado de tal modo que pode intersectar com o furo de poço 113 num ponto particular, como descrito acima. Por exemplo, o furo de poço 113 pode ser um poço existente que experimenta uma explosão (a liberação não controlada de fluidos 125) devido ao influxo 120, que pode ser causado por um desequilíbrio de fluidos de formação e fluidos de perfuração próximos do local de influxo 120. Consequentemente, o furo de poço 103 pode ser perfurado para ser um poço de alívio que intersecta com o furo de poço 113 em ou perto do influxo 120 de modo a estabelecer uma comunicação hidráulica entre os dois poços. Por exemplo, em modalidades particulares, a direção de perfuração do furo de poço 103 pode ser determinada ou ajustada com base nos sinais acústicos 130 (isto é, medições de variação acústica passiva) detectadas pelo aparelho de LWD/MWD 107 disposto no furo de poço 103. As medições de variação acústica passiva tomadas pelo aparelho LWD/MWD 107 podem incluir a detecção (sem o uso de qualquer sinal de excitação) de energia acústica (por exemplo, eventos microssísmicos) na formação 102 causada pelo influxo 120 no furo de poço 113. O influxo 120 pode ser devido, por exemplo, a um hidrocarboneto subterrâneo ou influxo de água na interface da formação 102 e ao furo de poço 113 e pode criar um sinal acústico que é detectado por receptores de banda larga de fundo de poço no aparelho de LWD/MWD, que pode tomar medições de modo monopolo (Stoneley), dipolo (flexão) e/ou quadrupolo (parafuso).

[00016] Qualquer técnica adequada pode ser utilizada para determinar o local relativa do furo de poço 113 usando técnicas de variação acústica passiva. Por exemplo, a profundidade e a direção entre o sensor de gravação do aparelho de LWD/MWD 107 e o local do influxo 120 podem ser determinadas a partir do movimento de partículas da chegada direta de onda P e/ou onda S, que pode ser polarizada na direção de propagação. Como um exemplo, a distância ao influxo 120 pode ser determinada a partir da diferença nos tempos de chegada entre as ondas P e as ondas S. Como outro exemplo, os tempos de chegada de combinações de ondas P e/ou ondas S em múltiplas profundidades podem ser usados para triangular o local do influxo 120. Como outro exemplo, o local do influxo 120 pode ser determinado encontrando o ponto na formação 102 que maximiza a uma medição de semelhança da chegada de fases específicas de ondas P e ondas S, eliminando a necessidade de medir os horários distintos de chegada das ondas.

[00017] Modificações, adições ou omissões podem ser feitas à FIGURA 1, sem se afastar do escopo da presente divulgação. Por exemplo, a FIGURA 1 ilustra componentes do sistema de perfilagem 100 em uma configuração particular. No entanto, pode ser utilizada qualquer configuração adequada de componentes de perfuração para perfurar um poço de alívio em direção a um poço alvo. Além disso, embora não ilustrado na FIG. 1, entende-se que o furo de poço 113 pode incluir componentes para extrair hidrocarbonetos (por exemplo, onde o furo de poço 113 é um poço de produção de hidrocarbonetos). Além disso, embora ilustrado como uma modalidade de LWD, entende-se que aspectos da presente divulgação podem utilizar uma ferramenta de perfilagem instalada num sistema de rede fixa no furo de poço 103 para determinar uma direção e/ou distância para o influxo 120 do furo de poço 113.

[00018] A FIGURA 2 ilustra um exemplo de ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 de acordo com as modalidades da presente divulgação. A ferramenta de perfilagem de furo de poço 200 pode ser um aparelho de LWD disposto em uma coluna de perfuração (por exemplo,Aparelho de LWD/MWD 107 da FIG. 1) que está disposto num furo de poço na formação 202. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 pode incluir uma ferramenta HALLIBURTON QBAT ou HALLIBURTON XBAT, em certas modalidades. A ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 compreende transmissores 210 que podem ser operáveis para gerar energia acústica (por exemplo, sinais sísmicos) na formação 202 para perfilar uma ou mais características de formação 202. A ferramenta de perfilagem de fundo de poço compreende ainda receptores 220 que podem ser operáveis para detectar energia acústica (por exemplo, sinais sísmicos ou microssísmicos) na formação 202. A energia acústica detectada pelos receptores 220 pode ser em resposta a sinais gerados pelos transmissores 210. Contudo, de acordo com as modalidades da presente divulgação, os receptores 220 podem detectar energia acústica na formação 220 sem a utilização de sinais de excitação gerados pelos transmissores 210 ou outras fontes. Por exemplo, como descrito acima, os receptores 220 podem ser configurados para detectar a onda acústica causada por um influxo na interface de furo de poço/formação (por exemplo, um estímulo em um furo de poço alvo). Os receptores 220 podem ser configurados em qualquer configuração adequada na ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200. Por exemplo, os receptores 220 podem ser configurados numa configuração de tripolo como mostrado na FIG. 2, com os receptores 220 com 120 graus de fase entre eles. Outras modalidades podem incluir configurações de monopolo (isto é, receptores 220 voltados para uma direção), dipolo (receptores 220 com 180 graus de diferença de fase entre eles) ou quadrupolo (receptores 220 com 90 graus de diferença de fase entre eles) das configurações dos receptores 220.

[00019] Conforme aqui descrito, os receptores 220 da ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 podem detectar a energia acústica causada por um ou mais influxos no furo de poço alvo (por exemplo, estímulos causados por desequilíbrios entre o fluido de perfuração e o fluido de formação). A ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 pode então gerar sinais com base na energia acústica detectada recebida em cada receptor. Usando esses sinais, uma direção estimada e/ou distância para o influxo do poço alvo pode ser determinada. Como um exemplo, a distância para um influxo em um poço alvo pode ser determinada com base na diferença nos tempos de chegada entre ondas P e ondas S nos receptores 220. Como outro exemplo, os tempos de chegada de ondas P e/ou ondas S em múltiplas profundidades podem ser usados para triangular o local do influxo 120. Como outro exemplo, o local do influxo 120 pode ser determinado encontrando o ponto na formação 102 que maximiza a uma medição de semelhança da chegada de fases específicas de ondas P e ondas S, sem a necessidade de medir os horários distintos de chegada das ondas. Em outras palavras, onde vários receptores 220 estão incluídos na ferramenta de perfuração de fundo de poço 200, diferenças de fase ou amplitude nos sinais gerados para cada receptor com base nas ondas acústicas detectadas (causadas pelas ondas acústicas que atingem os receptores em locais diferentes na ferramenta em diferentes vezes) podem ser usadas para determinar uma direção aproximada para o influxo. Essa determinação pode ser feita usando técnicas de triangulação quando as medições são tomadas em várias profundidades na formação. Finalmente, com base na distância e/ou direção determinada, a direção de perfuração do alívio pode ser modificada ou ajustada de modo que o poço de alívio intersecte o furo de poço alvo perto do local do influxo.

[00020] Modificações, adições ou omissões podem ser feitas à FIGURA 2, sem se afastar do escopo da presente divulgação. Por exemplo, a FIGURA 2 ilustra uma ferramenta de fundo de poço 200 com uma configuração particular de receptores 220. No entanto, pode ser utilizada qualquer configuração adequada dos receptores 220.

[00021] A FIGURA 3 ilustra um diagrama de blocos de um exemplo de sistema de computação 300 de acordo com as modalidades da presente divulgação. O sistema de computação 300 pode ser usado em um ou mais componentes do sistema de perfuração 100 da FIGURA 1 ou na ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 da FIGURA 2. O sistema de computação 300 ou componentes dos mesmos podem estar localizados na superfície (por exemplo, na unidade de controle 110 da FIG. 1), no fundo de poço (por exemplo, no aparelho de LWD/MWD 107 da FIGURA 1 ou na ferramenta de perfilagem de fundo de poço 200 da FIGURA 2) ou alguma combinação de ambos os locais (por exemplo, certos componentes podem ser dispostos na superfície enquanto certos outros componentes podem ser dispostos no fundo do poço, com os componentes da superfície sendo acoplados de forma comunicativa aos componentes do fundo do poço).

[00022] O sistema de computação 300 pode ser configurado para determinar uma distância e direção para um ponto de um poço alvo a partir de um poço de alívio com base na energia acústica detectada em uma formação causada por um influxo no poço alvo, de acordo com os ensinamentos da presente divulgação. Por exemplo, o sistema de computação 200 pode ser configurado para receber sinais de uma ferramenta de perfilagem de fundo de poço associada a ondas acústicas causadas por um influxo em um poço alvo e determinar, com base nos sinais recebidos, uma distância e/ou direção em direção ao influxo no poço alvo. Além disso, o sistema de computação 300 pode ser configurado para determinar ou ajustar uma direção de perfuração para um poço de alívio com base na distância determinada e/ou direção para o influxo no poço alvo.

[00023] Em modalidades particulares, o sistema de computação 300 pode incluir o módulo de variação de furo de poço 302. O módulo de variação de furo de poço 302 pode incluir quaisquer componentes adequados. Por exemplo, em algumas modalidades, o módulo de variação de furo de poço 302 pode incluir o processador 304. O processador 304 pode incluir, por exemplo, um microprocessador, microcontrolador, processador de sinal digital (DSP), circuito integrado específico por aplicação (ASIC) ou qualquer outro circuito analógico ou digital configurado para interpretar e/ou executar instruções de programa e/ou processar dados. Em algumas modalidades, o processador 304 pode ser acoplado a forma comunicativa à memória 306. O processador 304 pode ser configurado para interpretar e/ou executar instruções de programa ou outros dados recuperados e armazenados na memória 306. Instruções de programa ou outros dados podem constituir porções de software 308 para realizar um ou mais métodos aqui descritos. A memória 306 pode incluir qualquer sistema, dispositivo ou aparelho configurado para conter e/ou alojar um ou mais módulos de memória; por exemplo, a memória 306 pode incluir memória somente de leitura, memória de acesso aleatório, memória de estado sólido ou memória baseada em disco. Cada módulo de memória pode incluir qualquer sistema, dispositivo ou aparelho configurado para reter instruções e/ou dados de programa por um período de tempo (por exemplo, meios não transitórios legíveis por computador). Por exemplo, as instruções do software 308 podem ser recuperadas e armazenadas na memória 306 para execução pelo processador 304.

[00024] Em modalidades particulares, o módulo de variação de furo de poço 302 pode ser acoplado de forma comunicativa a uma ou mais telas 310 de tal modo que a informação processada pelo módulo de variação de furo de poço 302 possa ser transportada para operadores de equipamento de perfuração e de perfilagem. Por exemplo, o módulo de variação de furo de poço 302 pode transmitir a informação de distância e/ou a direção associada ao influxo no poço alvo para a tela 310 para exibição para um operador de um sistema de perfuração.

[00025] Modificações, adições ou omissões podem ser feitas à FIGURA 3, sem se afastar do escopo da presente divulgação. Por exemplo, a FIGURA 3 mostra uma configuração particular dos componentes do sistema 300. No entanto, quaisquer configurações adequadas de componentes podem ser usadas. Por exemplo, componentes do sistema de computação 300 podem ser implementados ou como componentes físicos ou lógicos. Além disso, em algumas modalidades, a funcionalidade associada com os componentes do sistema de computação 300 pode ser implementada em circuitos ou componentes de fins especiais. Em outras modalidades, a funcionalidade associada com componentes do sistema de computação 300 pode ser implementada em circuitos ou componentes de fuso geral configuráveis. Por exemplo, os componentes do sistema de computação 300 podem ser implementados por instruções de programa de computador configuradas.

[00026] A FIGURA 4 ilustra um exemplo de método 400 para realizar a variação acústica passiva usando medições de velocidade acústica de acordo com as modalidades da presente divulgação. O método começa na etapa 410, onde a energia acústica originária de um influxo em um poço alvo é detectada. A energia acústica detectada pode ser devido a eventos microssísmicos causados pelo influxo de fluidos de formação na interface de formação/furo de poço no poço alvo (isto é, estímulos). A energia acústica pode ser detectada usando uma ferramenta de perfilagem de fundo de poço acoplada a uma coluna de perfuração em um poço de alívio perfurado para intersectar o poço alvo, por exemplo. A ferramenta de perfilagem de fundo de poço pode compreender um ou mais receptores para detectar a energia acústica. Tais receptores podem estar em qualquer configuração adequada na ferramenta de perfilagem de fundo de poço, como em uma configuração monopolo, dipolo, tripolo ou quadrupolo. Então, na etapa 420, um ou mais sinais com base na energia acústica detectada podem ser gerados. Cada sinal pode ser baseado na energia acústica detectada em um determinado receptor da ferramenta de perfilagem de fundo de poço. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem de fundo de poço pode gerar um sinal para cada receptor disposto sobre o mesmo, com o sinal representando a energia acústica detectada no receptor particular.

[00027] Na etapa 430, uma direção e/ou distância do poço de alívio para o poço alvo são determinadas usando os sinais gerados na etapa 420. A distância e a direção podem ser do final do poço de alívio (isto é, perto da broca de perfuração) para um ponto particular (por exemplo, o influxo) do poço alvo. A distância ao poço alvo pode ser determinada com base na diferença nos tempos de chegada entre ondas P e ondas S na ferramenta de perfilagem de fundo de poço no poço de alívio, por exemplo. Os tempos de chegada de ondas P e/ou ondas S em profundidades múltiplas podem ser usados para triangular a direção do poço de alívio para o influxo do poço alvo. Além disso, as diferenças de fase e/ou amplitude nos sinais gerados para cada receptor na ferramenta de perfilagem de fundo de poço (causada pela energia acústica chegando a diferentes horários) podem ser usadas para determinar uma direção aproximada para o influxo no poço alvo. As técnicas de triangulação podem ser usadas quando as medições são tomadas em profundidades múltiplas na formação.

[00028] Finalmente, na etapa 440, uma direção de perfuração para o poço de alívio é ajustada com base na direção determinada ou distância para o poço alvo do poço de alívio. Por exemplo, uma vez determinadas a direção e a distância de um influxo no poço alvo, a direção da perfuração do poço de alívio pode ser orientada na direção determinada para o influxo no poço alvo. Uma série de medições de variação acústica passiva adicionais devem ser tomadas em profundidades adicionais para reduzir a elipse de incerteza em torno da trajetória projetada do poço de alívio. Como as elipses de incerteza próximas a um valor inferior a um, por exemplo, as medições de ampliação adicionais podem permitir "zerar" na localização de interseção antecipada do poço alvo com precisão crescente até a proximidade ou a intercepção entre o poço de alívio e o poço alvo ser estabelecida.

[00029] Modificações, adições ou omissões podem ser feitas ao método 400 sem se afastar do escopo da presente divulgação. Por exemplo, a ordem das etapas pode ser realizada de uma maneira diferente daquela descrita e algumas etapas podem ser realizadas ao mesmo tempo. Além disso, cada etapa individual pode incluir etapas adicionais sem se afastar do escopo da presente divulgação.

[00030] Para fornecer ilustrações de uma ou mais modalidades da presente divulgação, os seguintes exemplos são fornecidos.

[00031] Em uma ou mais modalidades, um sistema compreende um primeiro furo de poço disposto numa formação, o primeiro furo de poço tendo um desequilíbrio de pressão no mesmo causando um influxo de fluidos de formação, um segundo furo de poço disposto na formação, uma coluna de perfuração disposta no segundo furo de poço, a coluna de perfuração compreendendo uma broca de perfuração e uma ferramenta de perfilagem, e um módulo de variação de furo de poço que compreende um processador e memória, o módulo de variação de furo de poço acoplado à coluna de perfuração. A ferramenta de perfilagem está configurada para detectar a energia acústica originada do influxo no primeiro furo de poço e gerar um ou mais sinais associados à energia acústica detectada. O módulo de variação de furo de poço está configurado para receber, a partir da ferramenta de perfilagem, um ou mais sinais associados à energia acústica detectada e determinar, usando os sinais recebidos, uma direção da broca de perfuração para o influxo do primeiro furo de poço.

[00032] Em uma ou mais modalidades descritas no parágrafo anterior, o módulo de variação de furo de poço é ainda configurado para ajustar uma trajetória da broca de perfuração com base na direção determinada para o influxo do primeiro furo de poço.

[00033] Em uma ou mais modalidades descritas nos dois parágrafos anteriores, a direção a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e tempos de chegada de ondas S.

[00034] Em uma ou mais modalidades descritas nos três parágrafos anteriores, a direção a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00035] Em uma ou mais modalidades descritas nos quatro parágrafos anteriores, a direção a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na triangulação usando os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S uma pluralidade de profundidades na formação.

[00036] Em uma ou mais modalidades descritas nos cinco parágrafos anteriores, a direção a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada da energia acústica em dois ou mais receptores da ferramenta de perfilagem.

[00037] Em uma ou mais modalidades descritas nos seis parágrafos anteriores, a direção a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre um primeiro tempo de chegada da energia acústica em um primeiro receptor da ferramenta de perfilagem e um segundo tempo de chegada da energia acústica em um segundo receptor da ferramenta de perfilagem.

[00038] Em uma ou mais modalidades descritas nos sete parágrafos anteriores, a direção a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada da energia acústica em uma pluralidade de profundidades na formação.

[00039] Em uma ou mais modalidades descritas nos oito parágrafos anteriores, o módulo de variação de furo de poço é ainda configurado para determinar uma distância da broca de perfuração de perfução para o influxo.

[00040] Em uma ou mais modalidades descritas nos noves parágrafos anteriores, adistância a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e de ondas S.

[00041] Em uma ou mais modalidades descritas nos dez parágrafos anteriores, a distância a partir da broca de perfuração até o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00042] Em uma ou mais modalidades descritas nos onze parágrafos anteriores, a ferramenta de perfilagem inclui receptores de dipolo.

[00043] Em uma ou mais modalidades descritas nos doze parágrafos anteriores, a ferramentade perfilagem inclui receptores de quadrupolo.

[00044] Em uma ou mais modalidades, um método compreende as etapas de detectar, em uma ferramenta de perfilagem, energia acústica originada de um influxo em um furo de poço alvo, gerando um ou mais sinais associados à energia acústica detectada e determinar, usando os sinais gerados, uma direção para o influxo no furo de poço alvo.

[00045] Em uma ou mais modalidades descritas no parágrafo anterior, o método compreende ainda as etapas de perfurar um furo de poço de alívio usando uma coluna de perfuração que compreende uma broca de perfuração e ajustar uma trajetória da broca de perfuração no furo de poço de alívio com base, pelo menos em parte, na determinação da direção para o influxo do furo de poço alvo.

[00046] Em uma ou mais modalidades descritas nos dois parágrafos anteriores, a direção para o influxo no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e tempos de chegada de ondas S.

[00047] Em uma ou mais modalidades descritas nos três parágrafos anteriores, a direção para o influxo no furo de poço alvo é determinado com base, pelo menos em parte, na diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00048] Em uma ou mais modalidades descritas nos quatro parágrafos anteriores, a direção para o influxo no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, na triangulação usando os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S uma pluralidade de profundidades na formação.

[00049] Em uma ou mais modalidades descritas nos cinco parágrafos anteriores, a direção para o influxo no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada da energia acústica em dois ou mais receptores da ferramenta de perfilagem.

[00050] Em uma ou mais modalidades descritas nos seis parágrafos anteriores, a direção para o influxo no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre um primeiro tempo de chegada da energia acústica em um primeiro receptor da ferramenta de perfilagem e um segundo tempo de chegada da energia acústica em um segundo receptor da ferramenta de perfilagem.

[00051] Em uma ou mais modalidades descritas nos sete parágrafos anteriores, a direção para o influxo é no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada da energia acústica em uma pluralidade de profundidades na formação.

[00052] Em uma ou mais modalidades descritas nos oito parágrafos anteriores, o método compreende ainda a etapa de determinar uma distância para o influxo no furo de poço alvo.

[00053] Em uma ou mais modalidades descritas nos noves parágrafos anteriores, a distância para o influxo no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e de ondas S.

[00054] Em uma ou mais modalidades descritas nos três parágrafos anteriores, a distância para o influxo no furo de poço alvo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00055] Em uma ou mais modalidades, um meio legível por computador compreende instruções que são configuradas, quando executadas por um processador, para gerar um ou mais sinais associados com energia acústica detectada por uma ferramenta de perfilagem, energia acústica proveniente de um influxo em um furo de poço alvo e determinar, usando os sinais gerados, uma direção para o influxo no furo de poço alvo.

[00056] Em uma ou mais modalidades descritas no parágrafo anterior, as instruções são ainda configuradas para ajustar uma trajetória de uma broca de perfuração em um furo de poço de alívio com base na direção determinada para o influxo no furo de poço alvo.

[00057] Em uma ou mais modalidades descritas nos dois parágrafos anteriores, a direçãopara o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00058] Em uma ou mais modalidades descritas nos três parágrafos anteriores, a direção para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00059] Em uma ou mais modalidades descritas nos quatro parágrafos anteriores, a direção para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na triangulação usando os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S uma pluralidade de profundidades na formação.

[00060] Em uma ou mais modalidades descritas nos cinco parágrafos anteriores, a direção para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada da energia acústica em dois ou mais receptores da ferramenta de perfilagem.

[00061] Em uma ou mais modalidades descritas nos seis parágrafos anteriores, a direção para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre um primeiro tempo de chegada da energia acústica em um primeiro receptor da ferramenta de perfilagem e um segundo tempo de chegada da energia acústica em um segundo receptor da ferramenta de perfilagem.

[00062] Em uma ou mais modalidades descritas nos sete parágrafos anteriores, a direção a para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada da energia acústica em uma pluralidade de profundidades na formação.

[00063] Em uma ou mais modalidades descritas nos oito parágrafos anteriores, as instruções são ainda configuradas para determinar uma distância de uma broca de perfuração para o influxo.

[00064] Em uma ou mais modalidades descritas nos noves parágrafos anteriores, adistância a partir da broca de perfuração para o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e de ondas S.

[00065] Em uma ou mais modalidades descritas nos dez parágrafos anteriores, a distância a partir da broca de perfuração até o influxo é determinada com base, pelo menos em parte, na diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

[00066] A presente divulgação é adaptada para realizar os objetos e atingir as finalidades e vantagens mencionadas bem como os que sejam inerentes nele. Embora a divulgação tenha sido representada e descrita com referência a modalidades exemplificativas da divulgação, uma tal referência não implica uma limitação à divulgação, e nenhuma dita limitação deve ser inferida. A divulgação é capaz de consideráveis modificações, alterações e equivalentes na forma e na função, tal como irá ocorrer para aqueles ordinariamente versados nas técnicas pertinentes e tendo o benefício desta divulgação. As modalidades representadas e descritas da presente descrição são apenas exemplificativas, e não são exaustivas do escopo da divulgação. Por conseguinte, a divulgação se destina apenas a ser limitada pelo escopo e espírito das reivindicações anexas, dando conhecimento completo de equivalentes em todos os aspectos. Os termos nas reivindicações têm seu significado claro, ordinário, salvo se outra forma explícita e claramente definida pelo titular da patente.

[00067] Os termos "acoplar" ou "acopla", tal como aqui utilizados se destinam a significar ou uma conexão indireta ou uma direta. Assim, se um primeiro dispositivo acopla a um segundo dispositivo, essa conexão pode ser por meio de uma conexão direta ou por meio de uma conexão mecânica indireta, elétrica ou acústica através de outros dispositivos e conexões. Da mesma forma, o termo "comunicativamente acoplado", tal como aqui utilizado, pretende significar uma conexão de comunicação ou direta ou indireta. Tal conexão pode ser uma conexão com fios ou sem fios tal como, por exemplo, Ethernet ou LAN. Tais conexões com fios e sem fios são bem conhecidas dos versados na técnica e, portanto, não serão discutidas em detalhes neste documento. Assim, se um primeiro dispositivo acoplar comunicativamente a um segundo dispositivo, essa conexão pode ser por meio de uma conexão direta ou por meio de uma conexão indireta via outros dispositivos e conexões. Finalmente, o termo “topo de poço”, tal como aqui utilizado, significa ao longo da coluna de perfuração ou do orifício a partir da extremidade distal em direção à superfície, e “fundo de poço”, tal como aqui utilizado, significa ao longo da coluna de perfuração ou do orifício a partir da superfície em direção à extremidade distal.

[00068] Para os fins desta divulgação, meios legíveis por computador podem incluir qualquer instrumentalidade ou agregação de instrumentalidades que podem reter dados e/ou instruções por um período de tempo. Os meios legíveis por computador podem incluir, por exemplo, sem limitação, meios de armazenamento, tal como um dispositivo de armazenamento de acesso direto (por exemplo, uma unidade de disco rígido, unidade de disquete, ou nuvem), um dispositivo de armazenamento de acesso sequencial (por exemplo, uma unidade de disco de fita), disco compacto, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, memória de leitura apenas programável eletricamente apagável (EEPROM) e/ou memória flash; bem como meios de comunicação, tal como fios, fibras ópticas, micro-ondas, ondas de rádio e outros transportadores eletromagnéticos e/ou ópticos; e/ou qualquer combinação dos anteriores.

Claims

1. Sistema para determinar uma direção para uma broca de perfuração, caracterizado pelo fato de compreender: - um primeiro furo de poço (113) disposto em uma formação (102, 202), o primeiro furo de poço (113) com um desequilíbrio de pressão no mesmo causando influxo (120) de fluidos de formação (125); - um segundo furo de poço (103) disposto na formação (102, 202); - uma coluna de perfuração disposta no segundo furo de poço (103), a coluna de perfuração compreendendo a broca de perfuração (109) e uma ferramenta de perfilagem (200), a ferramenta de perfilagem configurada para: - detectar energia acústica proveniente do influxo (120) no primeiro furo de poço (113); e - gerar um ou mais sinais (130) associados à energia acústica detectada; e - um módulo de variação de furo de poço (302) que compreende um processador (304) e memória (306), o módulo de variação de furo de poço (302) acoplado à coluna de perfuração e configurado para: - receber, a partir da ferramenta de perfilagem (200), o um ou mais sinais (130) associados à energia acústica detectada; e - determinar, usando os sinais (130) recebidos, a direção para a broca de perfuração (109), a direção sendo a partir da broca de perfuração (109) para o influxo (120) do primeiro furo de poço (113).

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o módulo de variação de furo de poço (302) ser ainda configurado para ajustar uma trajetória da broca de perfuração (109) com base na direção determinada para o influxo (120) do primeiro furo de poço (113).

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a direção da broca de perfuração (109) para o influxo (120) ser determinada com base, pelo menos em parte, em um de tempos de chegada de ondas P e tempos de chegada de ondas S na ferramenta de perfilagem (200), uma diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S, uma técnica de triangulação executada pelo módulo de variação de furo de poço (302) usando os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S recebidos pela ferramenta de perfilagem (200) em uma pluralidade de profundidades na formação (102, 202), nos tempos de chegada da energia acústica em dois ou mais receptores (220) da ferramenta de perfilagem (200), uma diferença entre um primeiro tempo de chegada da energia acústica em um primeiro receptor da ferramenta de perfilagem (200) e um segundo tempo de chegada da energia acústica em um segundo receptor da ferramenta de perfilagem (200) e nos tempos de chegada da energia acústica detectado pela ferramenta de perfilagem (200) em uma pluralidade de profundidades na formação (102, 202).

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o módulo de variação de furo de poço (302) ser ainda configurado para determinar uma distância a partir da broca de perfuração (109) para o influxo (120).

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de a distância da broca de perfuração (109) para o influxo (120) ser determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e de ondas S.

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de a distância da broca de perfuração (109) para o influxo (120) ser determinada com base, pelo menos em parte, em uma diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.

7. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de a ferramenta de perfilagem (200) incluir receptores (220) de dipolo.

8. Sistema, de acordo com qualquer das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de a ferramenta de perfilagem (200) compreender receptores (220) de quadrupolo.

9. Método para determinar uma direção para uma broca de perfuração (109), caracterizado pelo fato de compreender: - detectar, em uma ferramenta de perfilagem (200) operativamente conectada a broca de perfuração (109), energia acústica proveniente de um influxo (120) em um furo de poço alvo (113); - gerar, pela ferramenta de perfilagem (200), um ou mais sinais (130) associados à energia acústica detectada; - receber o um ou mais sinais (130) por um módulo de variação de furo de poço (302); e - determinar, através do módulo de variação de furo de poço (302), usando o um ou mais sinais (130), uma direção para a broca de perfuração (109), a direção sendo a partir da broca de perfuração (109) para o influxo (120) no furo de poço alvo (113).

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender ainda: - perfurar um furo de poço de alívio (103) usando uma coluna de perfuração que compreende a broca de perfuração (109); e - ajustar uma trajetória da broca de perfuração (109) no furo de poço de alívio (103) com base, pelo menos em parte, na direção determinada para o influxo (120) do furo de poço alvo (113).

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de a direção para o influxo (120) no furo de poço alvo (113) ser determinada com base, pelo menos em parte, em um de tempos de chegada de ondas P e tempos de chegada de ondas S, a diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S, triangulação usando os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S uma pluralidade de profundidades na formação (102, 202), tempos de chegada da energia acústica em dois ou mais receptores (220) da ferramenta de perfilagem (200), a diferença entre um primeiro tempo de chegada da energia acústica em um primeiro receptor da ferramenta de perfilagem (200) e um segundo tempo de chegada da energia acústica em um segundo receptor da ferramenta de perfilagem (200) e tempos de chegada da energia acústica em uma pluralidade de profundidades na formação (102, 202).

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 9 a 11, caracterizado pelo fato de compreender ainda determinar uma distância para o influxo (120) no furo de poço alvo (113).

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de a distância para o influxo (120) no furo de poço alvo (113) ser determinada com base, pelo menos em parte, nos tempos de chegada de ondas P e ondas S.

14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de a distância para o influxo (120) no furo de poço alvo (113) ser determinada com base, pelo menos em parte, em uma diferença entre os tempos de chegada de ondas P e os tempos de chegada de ondas S.