BR112018070954B1 - Método para formação de um poço em uma formação de terra e sistema de perfuração de um poço em uma formação de terra - Google Patents

Abstract

O método para formação de um poço em uma formação de terra inclui o posicionamento de uma coluna de perfuração em um poço; a coluna de perfuração incluindo uma composição de fundo (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um ou mais sensores que respondem a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores que respondem a orientação atual da BHA em um poço. O método também inclui o recebimento de informações da BHA relacionadas às propriedades de formação e informações relacionadas a uma orientação atual da BHA no poço e ao processamento das informações usando um dispositivo de computação que é um dispositivo de computação óptica programável ou um dispositivo de computação quântica. O dispositivo computacional calcula a posição das características de formação em relação à posição atual do poço em tempo real e compara a posição atual com um trajeto predeterminado.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório U. S. n° 15/136362, depositado em 22 de abril de 2016, que é incorporado a este por referência em sua totalidade.

FUNDAMENTOS DA DIVULGAÇÃO

[0002] Esta divulgação refere-se geralmente a perfuração subterrânea e, mais particularmente, ao controle de perfuração direcional de poços e dispositivos de computação utilizados em tal perfuração.

[0003] Para obter hidrocarbonetos, tais como óleo e gás, furos de poços ou poços são perfurados pela rotação de uma broca ligada ao fundo de um conjunto de perfuração (também referido neste documento como uma "conjunto de fundo de poço" ou "BHA - bottomhole assembly"). O conjunto de perfuração está ligado ao fundo de uma tubulação, que geralmente um tubo rígido articulado ou uma tubulação geralmente flexível comumente referida na técnica como "tubulação enrolada". A coluna, que inclui a tubulação e o conjunto de perfuração, é geralmente chamada de "coluna de perfuração". Quando o tubo articulado é utilizado como a tubulação, a broca é rodada pela rotação do tubo articulado a partir da superfície e/ou por um motor de lama contido no conjunto de perfuração. No caso de uma tubulação enrolada, a broca é girada pelo motor de lama. Durante a perfuração, um fluido de perfuração (também chamado de "lama") é fornecido sob pressão na tubulação. O fluido de perfuração passa pelo conjunto de perfuração e, em seguida, é descarregado no fundo da broca. O fluido de perfuração fornece lubrificação à broca e transporta para a superfície pedaços de rocha desintegrados pela broca na perfuração do poço. O motor de lama é rodado pelo fluido de perfuração que passa pelo conjunto de perfuração. Um eixo de transmissão conectado ao motor e à broca gira a broca.

[0004] Uma proporção substancial da atividade atual de perfuração envolve a perfuração de poços horizontais e desviados para explorar mais completamente os reservatórios de hidrocarbonetos. Tais furos de poços podem ter perfis de poço relativamente complexos. Para perfurar tais furos de poços complexos, alguns conjuntos de perfuração utilizam uma pluralidade de almofadas operáveis independentemente para aplicar força na parede do poço durante a perfuração do poço para manter a broca ao longo de um trajeto prescrito e para alterar a direção da perfuração. O trajeto prescrito pode ser predefinido como parte de um modelo de poço. Esse modelo inclui informações sobre a localização de uma “zona de pagamento” da qual fluidos (como petróleo bruto ou outros hidrocarbonetos ou água) podem ser extraídos. Quanto mais tempo o poço real ficar dentro da zona de produção, mais o rendimento de um determinado poço irá melhorar. Uma melhoria do trajeto atual em relação aos trajetos predeterminados seria, portanto, bem recebido na indústria.

SUMÁRIO DA DIVULGAÇÃO

[0005] Em aspectos, a presente divulgação fornece um método para formar um poço em uma formação de terra. Neste aspecto, o método inclui o posicionamento de uma coluna de perfuração em um poço; a coluna de perfuração incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um ou mais sensores que respondem a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores que respondem a orientação atual do BHA em um poço. O método também inclui o recebimento de informações do BHA em relação as propriedades de formação e informação relacionada ao sentido real do BHA no poço; processamento da informação usando um dispositivo de computação óptica programável, o dispositivo de computação óptica programável calculando a posição das características da formação em relação a posição do poço atual em tempo real (o tempo real significando simultâneo ao progresso da perfuração do poço); comparação da posição atual a um trajeto predeterminado; e fazendo com que a unidade de direcionamento mude o curso do BHA durante uma perfuração com base na comparação.

[0006] Em um aspecto, um sistema de perfuração de um poço em uma formação de terra é fornecido e inclui uma coluna de perfuração incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um dispositivo de computação de alta velocidade que é um dispositivo de computação óptica programável ou um dispositivo de computação quântica e uma rede de comunicação acoplando o BHA ao dispositivo de computação de alta velocidade. Neste sistema, o dispositivo de computação de alta velocidade, em operação, calcula a posição atual do poço em relação às características de formação, usando informações recebidas do BHA e compara essa posição a um trajeto predeterminado e fornece informações que fazem com que a unidade de direcionamento mude um curso do BHA durante uma operação de perfuração com base na comparação.

[0007] Em outro aspecto, um método para formar um poço em uma formação de terra inclui: posicionamento de uma coluna de perfuração incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um ou mais sensores responsivos a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores responsivos a orientação atual do BHA em um poço; recebimento de informação do BHA relacionada às propriedades de formação e informação relacionada a orientação atual do BHA no poço em um dispositivo de computação quântica; processamento da informação usando um dispositivo de computação quântica, o dispositivo de computação quântica calculando a posição das características da formação em relação a posição de poço atual em tempo real; comparação da posição atual a um trajeto prescrito; fazendo com que a unidade de direcionamento mude o curso do BHA durante uma operação de perfuração com base na comparação.

[0008] Os exemplos ilustrativos de algumas características da divulgação foram resumidos de forma bastante ampla para que a descrição detalhada que se segue possa ser melhor compreendida e para que as contribuições para a técnica possam ser apreciadas. Existem, é claro, características adicionais da divulgação que serão descritas a seguir e que irão formar parte das reivindicações.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[0009] Para uma compreensão detalhada da presente divulgação, deve ser feita referência à seguinte descrição detalhada da modalidade preferida, tomada em conjunto com as figuras anexas, nas quais elementos semelhantes receberam números semelhantes, em que:

[0010] As FIGS. 1A-C ilustram esquematicamente uma operação de um dispositivo de direcionamento que pode ser usado para perfurar um poço horizontal ou em outra direção;

[0011] A FIG. 2 mostra uma comparação de um trajeto atual e de um predeterminado em relação a uma zona de produção;

[0012] A FIG. 3 ilustra esquematicamente um sistema de perfuração utilizando um dispositivo de orientação feito de acordo com uma modalidade da presente divulgação; e

[0013] A FIG. 4 é um fluxograma do método de acordo com uma modalidade.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA DIVULGAÇÃO

[0014] A presente divulgação refere-se a sistemas e métodos para perfuração direcional de poços. Os sistemas empregam um dispositivo de computação óptica para transformar os dados de medição recebidos ao perfurar informações que podem melhorar o geodirecionamento da coluna de perfuração. Tal sistema pode permitir a criação, em tempo real, de modelos de formação bidimensionais e tridimensionais mais realistas, de modo a melhorar o geodirecionamento quando se perfuram poços substancialmente horizontais, a fim de manter um centro mais centrado dentro de uma zona de produção.

[0015] Um dispositivo de computação óptica, como o termo é usado neste documento, refere-se ao dispositivo que pode utilizar fótons, e não uma energia elétrica, para realizar cálculos. Um exemplo de um dispositivo de computação óptica inclui um dispositivo que utiliza um laser para transmitir luz através de uma grade de cristal líquido. Ao aplicar seletivamente eletricidade a cada pixel da grade, a luz que passa por ela pode ser afetada, de modo que muitos cálculos (por exemplo, multiplicação, adição, etc.) podem ser realizados em paralelo. Após o laser ter passado por essa grade, o feixe é captado por um receptor e, a partir da difração do feixe e da óptica de Fourier, a multiplicação de matrizes e as transformadas de Fourier podem ser combinadas para realizar cálculos complexos. Tal dispositivo de computação óptica programável difere de um dispositivo que consiste em um fotodetector e um filtro óptico de múltiplas cores cujos coeficientes de transmissão em cada cor são fixados na fabricação (não programáveis) e são escolhidos para imitar coeficientes de regressão quimiométrica para prever propriedades de um fluido quando a luz passa através do filtro e de uma espessura conhecida de fluido antes de atingir o fotodetector. Desta maneira, os dispositivos de computação óptica reivindicados neste documento também podem ser referidos como dispositivos de computação óptica programáveis.

[0016] Em outra modalidade, é utilizado um dispositivo de computação quântica em vez de um dispositivo de computação óptica. Um computador quântico mantém uma sequência de qubits. Um único qubit pode representar um, um zero ou qualquer superposição quântica desses dois estados de qubit; um par de qubits pode estar em qualquer superposição quântica de 4 estados e três qubits em qualquer superposição de 8 estados. Em geral, um computador quântico com nqubits pode estar em uma superposição arbitrária de até 2n estados diferentes simultaneamente (isso se compara a um computador normal que só pode estar 1 destes 2n estados a qualquer momento). Os computadores quânticos são especialmente adequados para encontrar rapidamente mínimos globais entre muitos mínimos locais em um processo de minimização, como a inversão petrofísica de medições registradas em poços para gerar um modelo de terra das propriedades e limites das camadas da terra penetradas pelo poço. Como um computador quântico deve ser operado perto da temperatura zero absoluta, sob vácuo ultra alto e campo magnético zero, provavelmente os dados de perfil de poços seriam enviados a ele para processamento de inversão petrofísica, em vez de ter um computador quântico no local do poço.

[0017] A indústria atualmente usa modelos 1.5-D (um nome para modelos em 1-d que são continuamente atualizados com cada incremento em profundidade) devido a restrições de tempo porque modelos 2d e 3d levariam muito tempo para serem processados com computadores atuais e não poderiam ser feitos em tempo real. Particularmente, fazer uma inversão petrofísica de um intervalo de 10 m de perfuração (por exemplo, para formar uma imagem das camadas da Terra) com um modelo 1.5d leva cerca de 2 minutos com um dispositivo de computação atual de 70 gigaflop e envolve ~100 iterações. Uma iteração 2D leva ~10min, então uma inversão 2D levaria mais de 100*(1/6) = 16 h, muito mais lenta que o progresso da perfuração. Esta informação chegaria tarde demais para ser útil. A inversão 3D seria pelo menos outra ordem de grandeza mais lenta. A fim de fornecer os resultados em tempo hábil, o computador precisa ser pelo menos 500 vezes mais rápido do que os convencionais atuais. O uso dos dispositivos de computação ótica e quântica pode aliviar esse problema devido ao fato de que eles podem operar significativamente mais rápido do que os computadores atuais. Atualmente, pelo menos, um dispositivo de computação óptica foi relatado para operar a 320 GigaFlops. Isso permitiria que a mesma inversão demorasse 0,4 minutos. Acredita-se que dispositivos futuros funcionem em 9 petaflops, o que reduziria ainda mais o tempo para 1 milissegundo e sua velocidade poderia chegar a 17 exaflops nos próximos quatro anos, o que os tornaria mais de 500 vezes mais rápidos do que o supercomputador mais rápido. Os computadores ópticos são pequenos o suficiente para serem colocados em um desktop e podem ser conectados à energia de parede comum, o que é diferente do atual supercomputador mais rápido que usa 24 megawatts de potência e ocupa 720 metros quadrados de espaço.

[0018] O geodirecionamento apresenta desafios e demandas únicas em processamento em tempo real. Com um equipamento de perfuração marítima de US$ 1 a US$ 2 milhões por dia (US$ 42 a US$ 83 mil por hora), é muito caro interromper a perfuração por 15 minutos para obter uma resposta de inversão para a próxima melhor direção para direcionar a broca. A perfuração simplesmente continua de modo contínuo. No entanto, as consequências de não interromper a perfuração antes de obter o próximo rumo broca também são caras porque com taxas de perfuração atuais de cerca de 1 pé por minuto, se a perfuração for no centro de uma zona de produção de 10 pés, a broca pode simplesmente desviar para fora da zona de produção se levar 5 minutos para fazer a inversão petrofísica para obtenção do próximo rumo da broca. Toda vez que a broca se desloca para fora da zona de produção ou se desloca muito perto da borda da zona de produção, ela gera uma produção de óleo perdida durante toda a vida útil do poço, o que pode resultar em muitos milhões de dólares de receita perdida. Apesar dessa longa necessidade não atendida de inversões petrofísicas em tempo real mais rápidas e realistas, não são conhecidos relatórios publicados para atender a essa necessidade em tempo real com um aumento muito dramático na velocidade de processamento que também poderia permitir o uso de modelos 2D e 3D mais realistas. A presente divulgação é passível de modalidades de diferentes formas. São mostradas nos desenhos, e neste documento serão descritas em detalhe, concretizações específicas da presente divulgação com o entendimento de que a presente divulgação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da divulgação, e não se destina a limitar a divulgação ao que é ilustrado e descrito neste documento. Além disso, embora as modalidades possam ser descritas como tendo uma ou mais características ou uma combinação de duas ou mais características, tal característica ou uma combinação de características não deve ser considerada essencial a menos que expressamente declarado como essencial.

[0019] Referindo-se agora as Figs. 1A-1C, é ilustrada esquematicamente uma unidade de direcionamento 100 que pode ser utilizada para fazer com que uma coluna de perfuração siga um determinado trajeto. A unidade de direcionamento 100 aponta uma broca em uma direção de perfuração selecionada ao curvar uma seção da unidade de direcionamento 100. A curva, que pode estar na ordem de um ângulo de dez graus ou mais em relação a um longo eixo 13 de um poço, pode ser rodada conforme necessário para obter uma direção desejada de acordo com uma estrutura ou orientação de referência selecionada (por exemplo, direção azimutal, face da ferramenta de gravidade, etc.). A unidade de direcionamento 100 pode incluir uma primeira seção ou seção superior 110, uma segunda seção ou seção intermediária 120 e uma terceira seção ou seção inferior 130. A seção superior 110 pode incluir almofadas ajustáveis 140 que travam a seção superior 110 em engate com uma parede 15 do poço 12. A seção inferior 130 também pode incluir almofadas 142. As almofadas 140, 142 podem ser fixas ou ajustáveis.

[0020] Um mancal articulado 102 separa a seção superior 110 da seção intermediária 120 e um mancal articulado 104 separa a seção intermediária 120 da seção inferior 130. Cada mancal articulado 102, 104 permite que as respectivas seções adjacentes rodem seletivamente uma em relação à outra. Os mancais articulados 102, 104 podem incluir dispositivos internos que podem permitir tal intertravamento seletivo. O mancal articulado 102 permite a rotação relativa entre a seção superior 110 e a seção intermediária 120, que controla a direção da perfuração controlando a direção (por exemplo, azimute, inclinação, gravidade) na qual a broca (não mostrada) está apontando. Os mancais articulados 102, 104 também podem ser usados para compensar a rotação indesejável da luva devido ao atrito. O mancal articulado 104 permite a rotação relativa entre a seção intermediária 120 e a seção inferior 130, que controla a magnitude da inclinação ou curva angular no dispositivo de direcionamento 100.

[0021] Referindo-se a FIG. 1A, o dispositivo de direcionamento 100 é mostrado em um modo de perfuração "direto". A seção intermediária 120 e a seção inferior 130 têm faces de extremidade 122 e 132, respectivamente, que incorporam uma inclinação do mesmo ângulo. A inclinação é relativa a um plano perpendicular à linha de ferramenta axial 106. Como mostrado, as faces de extremidade 122 e 132 têm o declive de suas respectivas inclinações na mesma direção, o que tem o efeito de cancelar suas inclinações relativas. Assim, a linha central axial 106 do dispositivo de direcionamento 100 é geralmente paralela à linha central 13 do poço 12.

[0022] Referindo a FIG. 1B, o dispositivo de direcionamento 100 é mostrado em um modo de operação de perfuração direcional. A seção superior 110 e a seção intermediária 120 têm faces de extremidade 112 e 123 que são perpendiculares à linha de ferramenta axial 106, permitindo desse modo a rotação relativa da seção superior 110 e da seção intermediária 120 sem afetar uma magnitude do ângulo de curvatura. Como mostrado, em relação à seção intermediária 120 e seção inferior 130, as faces de extremidade 122 e 132 têm a sua direção de inclinação alinhada para maximizar um ângulo de inclinação ou de curvatura causado no dispositivo de direcionamento 100. Ou seja, as faces de extremidade 122 e 132 têm o declive de suas respectivas inclinações em direções opostas, o que tem o efeito de combinar suas inclinações relativas. Isto pode ser conseguido pela rotação da seção intermediária 120 cento e oitenta graus em relação à seção superior 110. Assim, a linha central axial 106 do dispositivo de direcionamento 100 é geralmente angularmente deslocada com a linha central 13 do poço 12 e a direção da perfuração seguirá geralmente a linha central axial 106, que mudará a trajetória do poço 12. Em algumas modalidades, a quantidade de ângulo de curvatura a ser aplicada ao dispositivo de direcionamento 100 pode ser fixa. Em outras modalidades, o ângulo de curvatura pode ser ajustável. Isto é, um desvio entre zero e cento e oitenta graus produzirá um ângulo de inclinação ou de curvatura proporcionalmente menor no dispositivo de direcionamento 100.

[0023] Como deve ser apreciado, a rotação relativa entre a seção intermediária 120 e a seção inferior 130 controla a magnitude de uma alteração na direção da perfuração em relação a um longo eixo 13 do poço. A rotação relativa entre a seção superior 110 e a seção intermediária 120, por outro lado, controla a direção para a perfuração.

[0024] Na FIG. 1C, a direção da perfuração é mostrada no que pode ser considerado uma direção de elevação do poço. Esta direção de perfuração pode ser alterada ou ajustada pela rotação da seção intermediária 120 em relação a seção superior 110. Referindo-se a FIG. 1C, as faces de extremidade 122 e 132 ainda têm sua direção de inclinação alinhada para maximizar um ângulo de inclinação ou curvatura causado no dispositivo de direcionamento 100. No entanto, a seção intermediária 120 foi rodada de cento e oitenta graus em relação à seção superior 110. A direção de perfuração ainda seguirá geralmente a linha central axial 106 para mudar a trajetória do poço 12. No entanto, a direção de perfuração azimutal é agora a direção do poço à esquerda ou cento e oitenta graus deslocados da direção mostrada na FIG. 1B. Deve ser apreciado que a rotação relativa entre a seção superior 110 e a seção intermediária 120 pode ser ajustada em qualquer valor entre zero e trezentos e sessenta graus para perfurar em uma direção azimutal desejada.

[0025] Aquele versado na técnica perceberá que o exemplo do dispositivo de direcionamento 100 pode variar do mostrado nas FIGs.1A-1B.

[0026] A FIG. 2 mostra um exemplo de uma comparação do trajeto perfurado atual 200 em comparação a um trajeto predeterminado 202. Para maior clareza, a escala vertical dessa figura é muito ampliada em relação à escala horizontal. O trajeto predeterminado 202 é geralmente centrado entre o topo 204 e o fundo 206 da zona de produção 208. Quanto mais próximo o trajeto perfurado real 200 do trajeto predeterminado 202, mais "centralizado" o poço (por exemplo, trajeto perfurado 200) está dentro da zona de produção 208. Centralizar um poço dentro de uma zona de produção ou manter uma distância predeterminada de um de seus limites maximiza a produção de petróleo a partir dele. Um trajeto de poço centralizado também pode ser mais curto, tornando mais rápido (e mais barato) a perfuração com menos desgaste na broca, menos detritos para remover e menos pés perfurados. Na prática, os poços horizontais atuais podem se deslocar para fora da zona de produção em 50% do tempo, levando a uma produção 50% menor durante toda a vida do poço, o que representa muitos, muitos milhões de dólares. Deve ser compreendido que o trajeto predeterminado pode ser formado com base na distância entre a broca e as propriedades de formação. Assim, em uma modalidade, não só são proporcionados os sensores de cadeia de broca/coluna de perfuração, mas também são proporcionados sensores adicionais que determinam a distância até uma formação.

[0027] Referindo agora a FIG. 3, é mostrada uma modalidade de um sistema de perfuração 10 utilizando um conjunto de perfuração direcionável ou conjunto de fundo de poço (BHA) 80 feita de acordo com uma modalidade da presente divulgação para perfuração direcional de furos de poço. Enquanto uma plataforma terrestre é mostrada, esses conceitos e métodos são igualmente aplicáveis a sistemas de perfuração offshore. O sistema 10 mostrado na FIG. 3 tem um conjunto de perfuração 80 transportado em um furo de poço 12. A coluna de perfuração 22 inclui uma coluna tubular articulada 24, que pode ser um tubo de perfuração ou tubo enrolado, estendendo-se para baixo a partir de uma plataforma 14 para dentro da perfuração 12. A broca 82, ligada à extremidade da coluna de perfuração, desintegra as formações geológicas quando é rodada para perfurar o furo de poço 12. A coluna de perfuração 22, que pode ser tubulares articulados ou tubulação enrolada, pode incluir condutores de energia e/ou de dados, tais como fios para fornecer comunicação bidirecional e transmissão de potência. A coluna de perfuração 22 é acoplada a um guincho de perfuração 26 por meio de uma junta de kelly 28, cabeça injetora 30 e linha 32 através de uma polia (não mostrada). A operação dos guinchos de perfuração 26 é bem conhecida na técnica e assim, não é descrita detalhadamente neste documento.

[0028] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 34 de um poço de lama (fonte) 36 é circulado sob pressão através de um canal na coluna de perfuração 22 por uma bomba de lama 34. O fluido de perfuração passa da bomba de lama 38 para a coluna de perfuração 22 através de um amortecedor de surtos de pressão 40, linha de fluido 42 e junta de kelly 28. O fluido de perfuração 34 é descarregado no fundo da perfuração através de uma abertura na broca 82. O fluido de perfuração 34 circula para cima através do espaço anular 46 entre a coluna de perfuração 22 e o furo de poço 12 e regressa ao poço de lama 36 através de uma linha de retorno 48. O fluido de perfuração atua para lubrificar a broca 82 e para transportar o os detritos ou lascas provenientes do furo de poço para longe da broca 82. Um sensor S1 normalmente colocado na linha 42 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associados com a coluna de perfuração 22, respectivamente, fornecem informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração 22. Além disso, o sensor S4 associado à linha 29 é usado para fornecer a carga de gancho da coluna de perfuração 22.

[0029] Um controlador de superfície 50 recebe sinais dos sensores e dispositivos de fundo do poço através de um sensor 52 colocado na linha de fluido 42 e sinais dos sensores S1S2S3, sensor de carga do gancho S4 e quaisquer outros sensores utilizados no sistema e processa esses sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas ao controlador de superfície 50. O controlador de superfície 50 apresenta os parâmetros de perfuração desejados e outras informações em um visor/monitor 54 e é utilizado por um operador para controlar as operações de perfuração. O controlador de superfície 50 é um dispositivo de computação óptica em uma modalidade. O controlador de superfície 50 processa os dados de acordo com as instruções programadas e responde aos comandos do usuário introduzidos através de um dispositivo adequado, tal como um teclado ou uma tela sensível ao toque. O controlador 50 está preferencialmente adaptado para ativar os alarmes 56 quando ocorrem certas condições de funcionamento inseguras ou indesejáveis e para fazer com que o dispositivo de direcionamento faça com que o poço siga um trajeto predeterminado. Conforme ilustrado, o controlador de superfície é mostrado como estando na plataforma. Obviamente, este pode estar em outro local.

[0030] Ainda se referindo à FIG. 3, o sub de sensor 86 pode incluir sensores para medir a direção de broca próxima (por exemplo, azimute de BHA e inclinação, coordenadas de BHA, etc.), raio gama azimutal rotativo duplo, pressão de furo e anular (fluxo e vazão), temperatura, vibração/dinâmica, resistividade de propagação múltipla e sensores e ferramentas para fazer buscas direcionais rotativas. O sub de avaliação de formação 90 pode incluir sensores para determinação de parâmetros de interesse em relação a formação, furo de poço, características geofísicas, fluidos de furo de poço e condições de fronteira. Estes sensores incluem sensores de avaliação de formação (por exemplo, resistividade, constante dielétrica, saturação da água, porosidade, densidade e permeabilidade), sensores para medir os parâmetros do poço (por exemplo, tamanho do furo e aspereza do furo), sensores para medir parâmetros geofísicos (por exemplo, velocidade acústica e tempo de deslocamento acústico), sensores para medir parâmetros de fluidos (por exemplo, viscosidade, densidade, clareza, reologia, nível de pH e conteúdo de gás, óleo e água) e sensores de condição de fronteira, sensores para medir as propriedades físicas e químicas do fluido do furo de poço.

[0031] Os subs 86 e 90 podem incluir um ou mais módulos de memória e um módulo de vedação de bateria para armazenar e fornecer energia elétrica reserva, podendo ser colocado em qualquer local no BHA 80. Módulos e sensores adicionais podem ser fornecidos dependendo dos requisitos específicos de perfuração. Tais exemplos de sensores podem incluir um sensor de RPM, um sensor de peso sob a broca, sensores para medição de parâmetros do motor de lama (por exemplo, temperatura do estator do motor de lama, pressão diferencial através de um motor de lama e taxa de fluxo de fluido através de um motor de lama) e sensores para medição da vibração, turbilhonamento, deslocamento radial, aderência-deslizamento, torque, choque, vibração, deformação, tensão, momento fletor, ressalto da broca, empuxo axial, fricção e impulso radial. Os dispositivos de inclinação próximos a broca podem incluir acelerômetros de três (3) eixos, dispositivos giroscópicos e circuitos de processamento de sinal, como geralmente são conhecidos na técnica. Estes sensores podem ser posicionados nos subs 86 e 90, distribuídos ao longo do tubo de perfuração, na broca e ao longo do BHA 80. Além disso, enquanto os subs 86 e 90 são descritos como módulos separados, em certas modalidades, os sensores acima descritos podem ser consolidados em um único sub ou separados em três ou mais subs. O termo "sub" refere-se apenas a qualquer compartimento ou estrutura de suporte e não se destina a significar uma ferramenta ou configuração específica.

[0032] O processador 202 processa os dados coletados pelo sub de sensor-86 e pelo sub de avaliação da formação 90 e transmite sinais de controle apropriados ao dispositivo de direcionamento 100 com base na informação que recebe da unidade de controle 50. O processador 202 pode ser configurado para digitalizar dados e incluir PLCs adequados. Por exemplo, o processador pode incluir um ou mais microprocessadores que usam um programa de computador implementado em um meio legível por máquina adequado que permite ao processador executar o controle e o processamento. O meio legível por máquina pode incluir ROMs, EPROMs, EAROMs, memórias flash e discos ópticos. Outros equipamentos, tais como barramentos de energia e de dados, fontes de alimentação e semelhantes, serão evidentes para aquele versado na técnica. O processador 202 pode ser posicionado no sub de sensor 86 ou em outro local no BHA 80. Além disso, outros componentes eletrônicos, tais como componentes eletrônicos que acionam ou operam atuadores para válvulas e outros dispositivos, também podem ser posicionados ao longo do BHA 80.

[0033] A comunicação de dados bidirecional e o módulo de potência (bidirectional data communication and power module, "BCPM") 88 transmitem sinais de controle entre o BHA 80 e a superfície, assim como fornecem energia elétrica o BHA 80. Por exemplo, o BCPM 88 fornece energia elétrica ao dispositivo de direcionamento 100 e estabelece comunicação de dados bidirecional entre o processador 202 e os dispositivos de superfície, como o controlador 50. Em uma modalidade, o BCPM 88 gera energia usando um alternador acionado por lama (não mostrado) e os sinais de dados são gerados por um pulsador de lama (não mostrado). As unidades de geração de energia conduzidas por lama (pulsadores de lama) são conhecidas na técnica e, portanto, não são descritas em maior detalhe. Além da telemetria de pulso de lama, outros links de comunicação bidirecionais adequados podem usar fios rígidos (por exemplo, condutores elétricos, fibra ótica), sinais acústicos, EM ou RF. Naturalmente, se a coluna de perfuração 22 inclui dados e/ou condutores de energia (não mostrados), então a energia para o BHA 80 pode ser transmitida a partir da superfície.

[0034] Em uma configuração, o BHA 80 inclui uma broca 82, um motor de perfuração 84, um sub de sensor 86, um módulo de comunicação e potência bidirecional (bidirectional communication and power module, BCPM) 88 e um sub de avaliação de formação (formation evaluation, FE) 90. Para permitir a transferência de energia e/ou dados para o outro que constitui o BHA 80, o BHA 80 inclui uma linha de transmissão de energia e/ou dados (não mostrada). O dispositivo de direcionamento 100 pode ser operado para direcionar o BHA 80 ao longo de uma direção de perfuração selecionada, aplicando uma inclinação apropriada à broca 82.

[0035] Referindo-se agora as Figs. 1A-C e 3, em um modo exemplificativo de utilização, o BHA 80 é transportada para o poço 12 a partir da plataforma 14. Durante a perfuração do poço 12, o dispositivo de direcionamento 100 direciona a broca 82 em uma direção selecionada. A direção de perfuração pode seguir uma trajetória predefinida que é programada em um controlador de superfície e/ou no fundo do poço (por exemplo, controlador 50 e/ou controlador 202). Os controladores usam dados direcionais recebidos de sensores direcionais de fundo do poço para determinar a orientação do BHA 80, calculam as instruções de correção de percurso, se necessário, e transmitem essas instruções para o dispositivo de direcionamento 100. Isto pode ser feito pela comparação de uma localização ou trajetória atual a um trajeto prescrito em uma modalidade.

[0036] Para iniciar a perfuração direcional, uma direção de perfuração é selecionada primeiro. Isto pode ser realizado determinando primeiro a informação direcional tal como o azimute e a inclinação do sensor direcional integrado o BHA 80. A direção de perfuração pode ser selecionada por um controlador de poço e/ou por pessoal na superfície. Em seguida, um controlador de fundo de poço e/ou pessoal na superfície pode determinar a orientação azimutal e a quantidade de inclinação necessária para direcionar a coluna de perfuração 22 na direção selecionada. Isto pode ser feito através da comparação de trajetos atuais e predeterminados após o trajeto real ter sido modelado pela unidade de controle 50 que é um dispositivo de computação óptica em uma modalidade. Então, de maneiras conhecidas, a unidade de direcionamento pode ser controlada para fazer com que o trajeto atual siga mais de perto o trajeto predeterminado.

[0037] A FIG. 4 é um fluxograma do método de acordo com uma modalidade. Nesta modalidade, o método inclui o bloco 402 onde uma coluna de perfuração está posicionada em um poço; a coluna de perfuração pode incluir uma conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um ou mais sensores que respondem a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores que respondem a orientação atual do BHA em um poço. Exemplos dos sensores de propriedade de formação incluem sensores que medem resistividade, constante dielétrica, saturação de água, porosidade, densidade e permeabilidade e exemplos dos sensores de orientação incluem sensores de azimute e inclinação do BHA e sensores de coordenadas do BHA.

[0038] No bloco 404, é recebida informação do BHA relacionada com as propriedades de formação. No bloco 406, são recebidas informações relacionadas a uma orientação atual do BHA no poço. As informações recebidas nos blocos 404 e 406 podem ser recebidas em um dispositivo de computação óptica programável ou em um dispositivo de computação quântica. No bloco 408, a informação recebida é processada para calcular a posição das características de formação em relação à posição atual do poço em tempo real. No estado da técnica, isso não era possível, pois o tempo necessário para realizar tal cálculo (por exemplo, uma inversão 2D ou 3D) não poderia ser feito em tempo real. No bloco 410, a posição atual das características de formação é comparada com uma posição desejada predeterminada em relação ao poço e no bloco 412, a unidade de direcionamento é controlada para alterar o curso do BHA durante uma operação de perfuração com base na comparação.

[0039] Deve ser compreendido que em uma modalidade o dispositivo de computação está em um local remoto. Nesse caso, o operador de uma plataforma pode enviar informações do local de perfuração para o dispositivo de computação que realiza os cálculos acima e, em seguida, recebe a inversão de volta e, em seguida, provoca a mudança no dispositivo de direcionamento.

[0040] Modalidade 1, um método para formar um poço em uma formação de terra inclui: posicionamento de uma coluna de perfuração incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um ou mais sensores responsivos a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores responsivos a orientação atual do BHA em um poço; recebimento de informação do BHA relacionada às propriedades de formação e informação relacionada a orientação atual do BHA no poço; processamento da informação usando um dispositivo de computação quântica, o dispositivo de computação quântica calculando a posição das características da formação em relação a posição de poço atual em tempo real; comparação da posição atual a um trajeto predeterminado; fazendo com que a unidade de direcionamento mude o curso do BHA durante uma operação de perfuração com base na comparação.

[0041] Modalidade 2, o método da modalidade 1, em que a causa inclui a transmissão de um sinal para a unidade de direcionamento que faz com que a unidade de direcionamento mova uma almofada de direcionamento.

[0042] Modalidade 3, o modo de qualquer modalidade anterior, em que a informação da orientação é recebida de sensores localizados no BHA.

[0043] Modalidade 4, o método de qualquer modalidade anterior, em que os sensores de orientação incluem pelo menos um dentre: um sensor de azimute de BHA; um sensor de inclinação do BHA; e um sensor de coordenadas do BHA.

[0044] Modalidade 5, o método de qualquer modalidade anterior, em que a informação da formação é recebida de sensores localizados no BHA e os sensores incluem pelo menos um sensor de avaliação de formação.

[0045] Modalidade 6, o método de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de computação óptica opera a uma velocidade igual ou superior a 320 gigaflops.

[0046] Modalidade 7, um sistema de perfuração de um poço em uma formação de terra, compreendendo: uma coluna de perfuração incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento; um dispositivo de computação de alta velocidade que seja um dispositivo de computação óptica programável ou um dispositivo de computação quântica; uma rede de comunicação acoplando o BHA ao dispositivo de computação de alta velocidade; em que o dispositivo de computação de alta velocidade, em operação, calcula a posição atual do poço em relação as características de formação, usando informações recebidas do BHA e compara essa posição a um trajeto predeterminado e fornece informações que fazem com que a unidade de direcionamento mude um curso do BHA durante uma operação de perfuração baseada na comparação.

[0047] Modalidade 8, o sistema de qualquer modalidade anterior, em que a causa inclui a transmissão de um sinal para a unidade de direcionamento que faz com que a unidade de direcionamento mova uma almofada de direcionamento.

[0048] Modalidade 9, o sistema de qualquer modalidade anterior, em que a informação da orientação é recebida de sensores localizados no BHA.

[0049] Modalidade 10, o sistema de qualquer modalidade anterior, em que os sensores incluem pelo menos um dentre: um sensor de azimute de BHA; um sensor de inclinação do BHA; e um sensor de coordenadas do BHA.

[0050] Modalidade 11, o sistema de qualquer modalidade anterior, em que os sensores incluem pelo menos um sensor de avaliação da formação.

[0051] Modalidade 12, um método para formar um poço em uma formação de terra compreendendo: posicionamento de uma coluna de perfuração incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) que inclui uma unidade de direcionamento, um ou mais sensores responsivos a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores responsivos a orientação atual do BHA em um poço; recebimento de informação do BHA relacionada às propriedades de formação e informação relacionada a orientação atual do BHA no poço em um dispositivo de computação quântica; processamento da informação usando um dispositivo de computação quântica, o dispositivo de computação óptica programável calculando a posição das características da formação em relação a posição de poço atual em tempo real; comparação da posição atual a um trajeto predeterminado; fazendo com que a unidade de direcionamento mude o curso do BHA durante uma operação de perfuração com base na comparação.

[0052] Modalidade 13, o método de qualquer modalidade anterior, em que a causa inclui a transmissão de um sinal para a unidade de direcionamento que faz com que a unidade de direcionamento mova uma almofada de direcionamento.

[0053] Modalidade 14, o método de qualquer modalidade anterior, em que a informação da orientação é recebida de sensores localizados no BHA.

[0054] Modalidade 15, o método de qualquer modalidade anterior, em que os sensores incluem pelo menos um dentre: um sensor de azimute de BHA; um sensor de inclinação do BHA; e um sensor de coordenadas do BHA.

[0055] Modalidade 16, o método de qualquer modalidade anterior, em que a informação de posição é baseada em uma distância a uma zona de produção e os sensores incluem pelo menos um sensor de avaliação de formação.

[0056] Em apoio aos ensinamentos apresentados neste documento, podem ser utilizados vários componentes de análise, incluindo um sistema digital e/ou um sistema analógico. Os sistemas digitais e/ou analógicos podem ser incluídos, por exemplo, na unidade de componentes eletrônicos de fundo de poço 42 ou na unidade de processamento 28. Os sistemas podem incluir componentes tais como um processador, conversor analógico para digital, conversor digital para analógico, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, enlaces de comunicação (com fio, sem fio, lama pulsada, ópticos ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros desses componentes (tais como resistores, capacitores, indutores e outros) para proporcionar operação e análises do aparelho e dos métodos divulgados neste documento de qualquer uma de várias maneiras bem apreciadas na técnica. Considera-se que esses ensinamentos podem ser, mas não necessitam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis em computador armazenado em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs, unidades flash USB, dispositivos de armazenamento removíveis), óptico (CD - ROMs), ou magnético (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executadas, fazem um computador implementar o método da presente invenção. Essas instruções podem prever o funcionamento do equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistemas, proprietário, usuário ou outra pessoa, além das funções descritas nesta divulgação.

[0057] O uso dos termos "um(a)" e "o/a" e referentes similares no contexto de descrever a invenção (especialmente no contexto das reivindicações abaixo) deve ser interpretado no sentido de abranger tanto o singular quanto o plural, salvo indicação em contrário neste documento ou em caso de contradição clara pelo contexto. Além disso, deve ainda notar-se que os termos "primeiro", "segundo" e similares neste documento não denotam qualquer ordem, quantidade ou importância, mas, em vez disso, são usados para distinguir um elemento de outro. O modificador "cerca de" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado ditado pelo contexto, (por exemplo, inclui o grau de erro associado a medida da quantidade particular).

[0058] Os ensinamentos da presente divulgação podem ser usados em uma variedade de operações de poço. Essas operações podem envolver o uso de um ou mais agentes de tratamento para tratar uma formação, os fluidos residentes em uma formação, um poço de exploração e/ou equipamentos no poço, como a tubulação de produção. Os agentes de tratamento podem ser na forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não estão limitados a, fluidos de fraturamento, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anti-corrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsificante, desemulsificantes, indicadores, melhoradores de fluxo, etc. mas não estão limitados a, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de indicador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, inundação de água, cimentação, etc.

[0059] Embora a invenção tenha sido descrita com referência aos exemplos de modalidades, será compreendido por aqueles versados na técnica que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos das mesmas sem que se distancie do âmbito da invenção. Além disso, muitas modificações podem ser feitas para adaptar uma situação ou material em particular aos ensinamentos da invenção sem se afastar de seu escopo essencial. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limitada à modalidade específica divulgada como o melhor modo contemplado para a realização desta invenção, mas que a invenção inclua todas as modalidades abrangidas pelo âmbito das reivindicações. Além disso, nas figuras e na descrição, foram divulgados exemplos de modalidades da invenção e, embora termos específicos possam ser empregados, os mesmos são, a menos que indicado de outra forma, utilizados num sentido genérico e descritivo e não para fins de limitação, o escopo da invenção, portanto, não sendo tão limitado.

Claims (11)

1. Método para formação de um poço (12) em uma formação de terra, caracterizado pelo fato de que compreende: posicionar uma coluna de perfuração (22) em um poço (12); a coluna de perfuração (22) incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) (80) que inclui uma unidade de direcionamento (100), um ou mais sensores responsivos a uma ou mais propriedades de formação e um ou mais sensores que respondem à orientação atual do BHA (80) em um poço (12); receber informações do BHA (80) relacionadas às propriedades de formação e informações relacionadas a uma orientação atual do BHA (80) no poço (12); realizar pelo menos uma inversão de modelo bidimensional das informações recebidas do BHA usando um dispositivo de computação óptico programável que utiliza fótons produzidos por um laser para realizar cálculos, o dispositivo de computação óptica programável calculando a posição das características da formação em relação a posição do poço atual em tempo real; comparar a posição atual com um trajeto predeterminado (202); e causar que a unidade de direcionamento (100) execute uma operação de geodirecionamento e mude um curso do BHA (80) durante uma operação de perfuração com base na comparação.

2. Método, de acordo com a modalidade 1, caracterizado pelo fato de que causar inclui a transmissão de um sinal para a unidade de direcionamento (100) que faz com que a unidade de direcionamento (100) mova uma almofada de direcionamento.

3. Método, de acordo com a modalidade 1, caracterizado pelo fato de que a informação da orientação é recebida de sensores localizados no BHA (80).

4. Método, de acordo com a modalidade 3, caracterizado pelo fato de que os sensores de orientação incluem pelo menos um dentre: um sensor de azimute do BHA; um sensor de inclinação do BHA; e um sensor de coordenadas do BHA.

5. Método, de acordo com a modalidade 3, caracterizado pelo fato de que a informação da formação é recebida de sensores localizados no BHA (80) e os sensores incluem pelo menos um sensor de avaliação de formação.

6. Método, de acordo com a modalidade 1, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de computação óptica opera a uma velocidade igual ou superior a 320 gigaflops.

7. Sistema de perfuração de um poço (12) em uma formação de terra, caracterizado pelo fato de que compreende: uma coluna de perfuração (22) incluindo um conjunto de fundo de poço (BHA) (80) que inclui uma unidade de direcionamento (100); um dispositivo de computação de alta velocidade que seja um dispositivo de computação óptica programável que utiliza fótons para executar cálculos; e uma rede de comunicação acoplando o BHA (80) ao dispositivo de computação de alta velocidade; em que o dispositivo de computação de alta velocidade, em operação, executa pelo menos uma inversão de modelo bidimensional usando dados recebidos do BHA e calcula a posição atual do poço em relação às características de formação, usando os dados recebidos do BHA (80) e compara essa posição a um trajeto predeterminado (202) e fornece informações causam que a unidade de direcionamento (100) execute uma operação de geodirecionamento e mude um curso do BHA (80) durante uma operação de perfuração com base na comparação, em que o dispositivo de computação de alta velocidade utiliza fótons produzidos por um laser para realizar a inversão de modelo bidimensional.

8. Sistema, de acordo com a modalidade 7, caracterizado pelo fato de que causar inclui a transmissão de um sinal para a unidade de direcionamento (100) que faz com que a unidade de direcionamento (100) mova uma almofada de direcionamento.

9. Sistema, de acordo com a modalidade 7, caracterizado pelo fato de que a informação da orientação é recebida de sensores localizados no BHA (80).

10. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os sensores incluem pelo menos um dentre: um sensor de azimute do BHA; um sensor de inclinação do BHA; e um sensor de coordenadas do BHA.

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os sensores incluem pelo menos um sensor de avaliação de formação.

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