BR112020024307B1 - Método e sistema para controlar uma operação de perfuração - Google Patents

Abstract

A presente invenção descreve métodos e sistemas para controlar operações de perfuração. Os métodos incluem transportar uma ferramenta de perfuração da superfície do solo para dentro de um furo de poço e operar a ferramenta de perfuração para perfurar em uma direção de perfuração, sendo que a lama de perfuração é transportada da superfície do solo para a ferramenta de perfuração e de volta para a superfície do solo, obtendo-se dados sobre gás a partir da lama de perfuração que retorna à superfície do solo, determinando-se uma propriedade de reservatório a partir dos dados sobre gás e ajustando-se a direção da perfuração com base na propriedade de reservatório determinada.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS DE DEPÓSITO CORRELATOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido de patente US n° 62/683715, depositado em 12 de junho de 2018, que está incorporado em sua totalidade à presente invenção a título de referência.

ANTECEDENTES 1. Campo da invenção

[0002] A presente invenção se refere genericamente a operações de fundo de poço e à navegação de perfuração usando volumetria de razão de gás.

2. Descrição da técnica relacionada

[0003] Poços de exploração são perfurados profundamente no solo para muitas aplicações, como sequestro de dióxido de carbono, produção de energia geotérmica, e exploração e produção de hidrocarbonetos. Em todas as aplicações, os poços inacabados são perfurados de modo que passem através de ou que possibilitem o acesso a um material (por exemplo calor, um gás ou fluido) contido em uma formação situada abaixo da superfície terrestre. Diferentes tipos de ferramentas e instrumentos podem ser dispostos nos poços de exploração para realizar diversas tarefas e medições.

[0004] Ao executar operações de fundo de poço, e particularmente durante a operação de perfuração, é importante conhecer a direção de perfuração, para assegurar que uma formação e/ou depósito desejado é alcançado, ou para assegurar que outros fatores associados à perfuração sejam levados em consideração. Isto é, existe uma necessidade de manter a trajetória de furos de poço, perfurados, por exemplo, através de sistemas orientáveis giratórios, mantidos na trajetória de perfuração desejada. As técnicas tradicionais de geodirecionamento ("geosteering") podem se basear em resistividade azimutal profunda. Entretanto, tais técnicas podem ter limitações durante a perfuração de poços de ângulos grandes ou de poços horizontais. Consequentemente, uma melhor coleta de dados e de informações para tomada de decisões relacionadas a perfuração e direcionamento pode ser vantajosa.

SUMÁRIO

[0005] Métodos e sistemas para controlar operações de perfuração são revelados na presente invenção. Os métodos incluem transportar uma ferramenta de perfuração da superfície do solo para dentro de um furo de poço e operar a ferramenta de perfuração para perfurar em uma direção de perfuração, na qual a lama de perfuração é transportada da superfície do solo para a ferramenta de perfuração e de volta para a superfície do solo, obtendo-se dados sobre gás a partir da lama de perfuração que retorna à superfície do solo, determinando-se uma propriedade de reservatório a partir dos dados sobre gás e ajustando- se a direção da perfuração com base nas propriedade do reservatório determinadas.

[0006] Os sistemas para controlar as operações de perfuração incluem uma ferramenta de perfuração em um furo de poço disposta para executar a operação de perfuração, sendo que a operação de perfuração tem uma direção de perfuração, sendo que a lama de perfuração é transportada a partir da superfície do solo até a ferramenta de perfuração e retornada para a superfície do solo, um registrador de lama operável para obter dados sobre gás a partir da lama de perfuração que retorna para a superfície do solo, uma unidade de controle configurada para determinar uma propriedade de reservatório a partir dos dados sobre gás e um ou mais componentes de geodirecionamento ("geosteering") situados em pelo menos uma dentre a superfície e o fundo do poço e configurados para ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0007] O assunto, que é considerado como a invenção, é particularmente descrito e distintamente reivindicado nas reivindicações ao final deste relatório descritivo. O supracitado e outras características e vantagens da invenção ficarão evidentes a partir da descrição detalhada a seguir tomada em conjunto com os desenhos em anexo, sendo que elementos semelhantes são numerados de modo similar, em que:

[0008] a Figura 1 é um exemplo de um sistema para realizar operações de fundo de poço que pode empregar modalidades da presente revelação;

[0009] a Figura 2 é um processo de fluxo para controlar uma operação de perfuração de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0010] a Figura 3 é uma plotagem esquemática de dados de perfuração de uma modalidade da presente revelação; e

[0011] a Figura 4 é uma plotagem esquemática de dados de perfuração ilustrativos de uma modalidade da presente revelação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0012] A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema para realizar operações de fundo de poço. Conforme mostrado, o sistema é um sistema de perfuração 10 que inclui uma coluna de perfuração 20 que tem um conjunto de perfuração 90, também chamado de "conjunto de parte inferior de poço" (BHA, de "bottom hole assembly"), transportado em um furo de poço ou poço 26 que penetra em uma formação de solo 60. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre de perfuração convencional 11 ereto em um piso 12 que suporta uma mesa giratória 14 que é girada por uma unidade motriz, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade de rotação desejada. A coluna de perfuração 20 inclui um tubular de perfuração 22, como uma tubulação de perfuração, que se estende para baixo a partir da mesa giratória 14 e para dentro do poço de exploração 26. Uma ferramenta de desintegração 50, como uma broca de perfuração fixada à extremidade do conjunto de perfuração 90, desintegra as formações geológicas quando é girada para perfurar o poço 26. A coluna de perfuração 20 é acoplada a um guincho de perfuração 30 através de uma junta do kelly 21, cabeça injetora 28, bloco de deslocamento 25 e linha 29 através de uma polia 23. Durante as operações de perfuração, o guincho 30 é operado para controlar o peso sobre a broca, o que afeta a taxa de penetração. A operação do guincho 30 é bem conhecida na técnica e não será, portanto, descrita em detalhe aqui.

[0013] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 31 (também chamado de "lama" ou "lama de perfuração") fornecido por uma fonte ou um tanque de lama 32 é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama 34. O fluido de perfuração 31 passa para dentro da coluna de perfuração 20 através de um amortecedor de surtos de pressão 36, linha de fluido 38 e da junta do kelly 21. A linha de fluido 38 pode também ser chamada de uma linha de alimentação de lama. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo do poço 51 através de uma abertura na ferramenta de desintegração 50. O fluido de perfuração 31 circula poço acima através do ânulo 27 entre a coluna de perfuração 20 e o poço de exploração 26 e retorna para o tanque de lama 32 através de uma linha de retorno 35. A linha de retorno 35 ou o tanque de lama 32 podem incluir um dispositivo de perfilagem de lama para monitorar várias características e/ou propriedades da lama retornada. Por exemplo, o dispositivo de perfilagem de lama pode ser disposto para monitorar o teor de gás, o teor de cascalho, as características do fluido, etc., do fluxo de retorno de lama.

[0014] Um sensor S1 na linha 38 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluidos. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 20 respectivamente fornecem informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração. Adicionalmente, um ou mais sensores (não mostrados) associados à linha 29 são usados para fornecer informações sobre a carga no gancho da coluna de perfuração 20 e sobre outros parâmetros desejados em relação à perfuração do poço de exploração 26. O sistema pode incluir adicionalmente um ou mais sensores de fundo de poço 70 situados na coluna de perfuração 20 e/ou no conjunto de perfuração 90.

[0015] Em algumas aplicações, a ferramenta de desintegração 50 é girada pela rotação do tubo de perfuração 22. Entretanto, em outras aplicações, um motor de perfuração 55 (como um motor de lama) disposto no conjunto de perfuração 90 é usado para girar a ferramenta de desintegração 50 e/ou para sobrepor ou suplementar a rotação da coluna de perfuração 20. Em qualquer um dos casos, a taxa de penetração (ROP, de "rate of penetration") da ferramenta de desintegração 50 na formação 60 para uma determinada formação e um conjunto de perfuração depende em grande parte do peso sobre a broca e da velocidade de rotação da ferramenta de desintegração 50. Em um aspecto da modalidade da Figura 1, o motor de perfuração 55 é acoplado à ferramenta de desintegração 50 através de um eixo de acionamento (não mostrado) disposto em um conjunto de mancal 57. Se um motor de lama for empregado como o motor de perfuração 55, o motor de lama gira a ferramenta de desintegração 50 quando o fluido de perfuração 31 passa pelo motor de perfuração 55 sob pressão. O conjunto de mancal 57 suporta as forças radial e axial da ferramenta de desintegração 50, o empuxo descendente do motor e a carga ascendente reativa a partir do peso aplicado sobre a broca. Os estabilizadores 58 acoplados ao conjunto de mancal 57 e em outros locais adequados na coluna de perfuração 20 agem como centralizadores, por exemplo, para a porção mais inferior do conjunto de motor de perfuração e outros tais locais adequados.

[0016] A unidade de controle de superfície 40 recebe sinais a partir dos sensores de fundo de poço 70 e dispositivos através de um sensor 43 colocado na linha de fluido 38, bem como a partir de sensores S1, S2, S3, sensores de carga de gancho, sensores para determinar a altura do bloco de deslocamento (sensores de altura de bloco) e quaisquer outros sensores usados no sistema e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 40. Por exemplo, pode ser usado um sistema de rastreamento de profundidade de superfície que usa a medição de altura de bloco para determinar um comprimento do poço (também chamada de profundidade medida do poço) ou a distância ao longo do poço a partir de um ponto de referência na superfície até um local predefinido na coluna de perfuração 20, como a ferramenta de desintegração 50 ou em qualquer outro local adequado na coluna de perfuração 20 (também chamada de profundidade medida desse local, por exemplo, profundidade medida da ferramenta de desintegração 50). A determinação da profundidade medida em um momento específico pode ser realizada mediante a adição da altura de bloco medida à soma dos comprimentos de todo o equipamento que já está no interior do furo do poço no momento da medição de altura de bloco, como, mas não se limitando a, tubos de perfuração 22, conjunto de perfuração 90 e ferramenta de desintegração 50. Os algoritmos de correção de profundidade podem ser aplicados à profundidade medida para obter informações de profundidade mais precisas. Os algoritmos de correção de profundidade, por exemplo, podem ser responsáveis por variações de comprimento devido ao alongamento ou compressão de tubo devido à temperatura, peso sobre a broca, curvatura de furo do poço e direção. Mediante o monitoramento ou medição repetida da altura de bloco, bem como comprimentos dos equipamentos que são adicionados à coluna de perfuração 20 durante a perfuração mais profunda na formação ao longo do tempo, são criados pares de informações de tempo e profundidade que possibilitam a estimativa da profundidade do poço 26 ou de qualquer local na coluna de perfuração 20 em qualquer determinado momento durante um período de monitoramento. Os esquemas de interpolação podem ser usados quando informações de profundidade são necessárias em um momento entre medições reais. Tais dispositivos e técnicas para o monitoramento de informações de profundidade por um sistema de rastreamento de profundidade de superfície são conhecidos na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhe na presente invenção.

[0017] A unidade de controle de superfície 40 exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em uma tela/monitor 42 para uso por um operador na plataforma de perfuração para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40 contém um computador que compreende uma memória para armazenar dados, programas de computador, modelos e algoritmos acessíveis por um processador no computador, um gravador, como unidade de fita, unidade de memória, etc. para registrar dados e outros periféricos. A unidade de controle de superfície 40 pode incluir também modelos de simulação para uso pelo computador para processar dados de acordo com as instruções programadas. A unidade de controle responde a comandos de usuário inseridos através de um dispositivo adequado, como um teclado. A unidade de controle 40 pode emitir certas informações através de um dispositivo de saída, como uma tela, uma impressora, uma saída acústica, etc., conforme será entendido pelos versados na técnica. A unidade de controle 40 é adaptada para ativar alarmes 44 quando certas condições de operação inseguras ou indesejáveis ocorrem.

[0018] O conjunto de perfuração 90 pode conter também outros sensores e dispositivos ou ferramentas para fornecer uma variedade de medições relacionadas à formação 60 que circunda o poço inacabado 26 e para perfurar o poço inacabado 26 ao longo de uma trajetória desejada. Tais dispositivos podem incluir um dispositivo para medir as propriedades de formação, como a resistividade de formação ou a intensidade de raios gama da formação ao redor do poço 26 próximo e/ou na frente da ferramenta de desintegração 50 e dispositivos para determinar a inclinação, azimute e/ou posição da coluna de perfuração. Um dispositivo de perfilagem durante perfuração (LWD, de "logging-while-drilling") para medir as propriedades de formação, como uma ferramenta de resistividade de formação 64 ou um dispositivo de raios gama 76 para medir a intensidade de raios gama da formação, produzido de acordo com uma modalidade aqui descrita, pode ser acoplado à coluna de perfuração 20 incluindo o conjunto de perfuração 90 em qualquer local adequado. Por exemplo, o acoplamento pode ser acima de um subconjunto de partida inferior 62 para estimar ou determinar a resistividade da formação 60 ao redor da coluna de perfuração 20 incluindo o conjunto de perfuração 90. Um outro local pode ser próximo ou na frente da ferramenta de desintegração 50, ou em outros locais adequados. Uma ferramenta de levantamento direcional 74 que pode compreender meios para determinar a direção do conjunto de perfuração 90 em relação a uma direção de referência (por exemplo, norte magnético, direção vertical para baixo ou para cima, etc.), como um magnetômetro, gravímetro/acelerômetro, giroscópio, etc. pode ser adequadamente colocada para determinar a direção do conjunto de perfuração, como a inclinação, o azimute e/ou a face da ferramenta do conjunto de perfuração. Qualquer ferramenta de levantamento direcional adequada pode ser usada. Por exemplo, a ferramenta de levantamento direcional 74 pode usar um gravímetro, um magnetômetro ou um dispositivo giroscópico para determinar a direção da coluna de perfuração (por exemplo, inclinação, azimute e/ou face de ferramenta). Tais dispositivos são conhecidos na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhe na presente invenção.

[0019] A direção do conjunto de perfuração pode ser monitorada ou repetidamente determinada para possibilitar, em conjunto com as medições de profundidade, conforme descrito acima, a determinação de uma trajetória de furo do poço em um espaço tridimensional. No exemplo de configuração descrito acima, o motor de perfuração 55 transfere energia para a ferramenta de desintegração 50 através de um eixo de acionamento (não mostrado) como um eixo de acionamento oco, que possibilita também que o fluido de perfuração 31 passe do motor de perfuração 55 para a ferramenta de desintegração 50. Em modalidades alternativas, uma ou mais das partes descritas acima podem aparecer em uma ordem diferente, ou podem ser omitidas do equipamento descrito acima.

[0020] Ainda com referência à Figura 1, outros dispositivos de perfilagem durante perfuração (LWD, de "logging-while-drilling") (geralmente identificado na presente invenção pelo número 77), como dispositivos para medir propriedades de rocha ou de fluido, como, porém sem limitação, porosidade, permeabilidade, densidade, saturação salina, viscosidade, permissividade, velocidade do som, etc. podem ser colocados em locais adequados no conjunto de perfuração 90 para fornecer informações úteis para avaliar as formações de subsuperfície 60 ou de fluidos ao longo do poço 26. Tais dispositivos podem incluir, porém sem limitação, ferramentas acústicas, ferramentas nucleares, ferramentas de ressonância magnética nuclear, ferramentas de permissividade, e ferramentas de amostragem e teste de formação.

[0021] Os dispositivos acima observados podem armazenar dados em uma memória de fundo de poço e/ou transmitir dados para um sistema de telemetria de fundo de poço 72, que, por sua vez, transmite os dados recebidos poço-acima para a unidade de controle de superfície 40. O sistema de telemetria de fundo de poço 72 pode também receber sinais e dados a partir da unidade de controle de superfície 40 e pode transmitir tais sinais e dados recebidos para os dispositivos de fundo de poço adequados. Em um aspecto, um sistema de telemetria de pulso de lama pode ser usado para comunicação de dados entre os sensores de fundo de poço 70 e dispositivos e os equipamentos de superfície durante operações de perfuração. Um sensor 43 colocado na linha de fluido 38 pode detectar as variações de pressão de lama, como pulsos de lama, responsivas aos dados transmitidos pelo sistema de telemetria de fundo de poço 72. O sensor 43 pode gerar sinais (por exemplo, sinais elétricos) em resposta às variações de pressão de lama e pode transmitir tais sinais através de um condutor 45 ou no modo sem fio para a unidade de controle de superfície 40. Em outros aspectos, qualquer outro sistema de telemetria adequado pode ser usado para comunicação de dados unidirecional ou bidirecional entre a superfície e o conjunto de perfuração 90, incluindo, porém sem limitação, um sistema de telemetria sem fio, como um sistema de telemetria acústica, um sistema de telemetria eletromagnético, um tubo com fio ou qualquer combinação dos mesmos. O sistema de comunicação de dados pode usar repetidores na coluna de perfuração ou no furo do poço. Um ou mais tubos com fio podem ser compostos pela união de seções de tubo de perfuração, em que cada seção de tubo inclui um link de comunicação de dados que opera ao longo do tubo. A conexão de dados entre as seções de tubo pode ser feita por meio de qualquer método adequado, incluindo, porém sem limitação, conexões de linha elétrica ou óptica, incluindo métodos de acoplamento ressonante, capacitivo, de indução ou óptico. Um link de comunicação de dados pode também ser operado ao longo de um lado da coluna de perfuração 20, por exemplo, se o tubo enrolado em espiral for empregado.

[0022] O sistema de perfuração descrito até aqui se refere àqueles sistemas de perfuração que usam um tubo de perfuração para transportar o conjunto de perfuração 90 para o poço de exploração 26, sendo que o peso sobre a broca é controlado a partir da superfície, tipicamente mediante o controle da operação do guincho. Entretanto, um grande número dos sistemas de perfuração atuais, especialmente para a perfuração de furos de poço horizontais e altamente desviados, usa um tubo enrolado para transportar o conjunto de perfuração para o fundo do poço. Em tal aplicação, um propulsor é, às vezes, instalado na coluna de perfuração para fornecer a força desejada sobre a ferramenta de desintegração 50. Além disso, quando é usado um tubo enrolado, o tubo não é girado por uma mesa giratória, mas, de preferência, é injetado no furo do poço por um injetor adequado enquanto o motor de fundo de poço, como o motor de perfuração 55, gira a ferramenta de desintegração 50. Para a perfuração marítima, uma plataforma marítima ou uma embarcação é usada para suportar o equipamento de perfuração, incluindo a coluna de perfuração.

[0023] Ainda com referência à Figura 1, pode ser fornecida uma ferramenta de resistividade 64 que inclui, por exemplo, uma pluralidade de antenas incluindo, por exemplo, transmissores 66a ou 66b e receptores 68a ou 68b. A resistividade pode ser uma propriedade de formação que é de interesse na tomada de decisões de perfuração. Os versados na técnica irão observar que outras ferramentas de propriedade de formação podem ser empregadas com ou no lugar da ferramenta de resistividade 64.

[0024] A perfuração de liner ou perfuração de revestimento pode ser uma configuração ou operação usada para fornecer um dispositivo de desintegração que se torna cada vez mais atrativo na indústria de óleo e gás uma vez que tem várias vantagens em comparação com a perfuração convencional. Um exemplo de tal configuração é mostrado e descrito na patente de propriedade comum US n° 9.004.195, intitulada "Apparatus and Method for Drilling a Wellbore, Setting a Liner and Cementing the Wellbore During a Single Trip", que está incorporada ao presente documento a título de referência, em sua totalidade. É importante notar que, apesar de uma taxa de penetração relativamente baixa, o tempo para conduzir um liner até o alvo é reduzido devido ao fato de que o liner é assentado dentro do furo enquanto a perfuração do poço é feita simultaneamente. Isso pode ser benéfico em formações de expansão onde uma contração do poço perfurado pode dificultar uma instalação da camisa posteriormente. Adicionalmente, a perfuração com camisa em reservatórios esgotados e instáveis minimiza o risco de o tubo ou a coluna de perfuração ficar presa(o) devido ao colapso do furo.

[0025] Embora a Figura 1 seja mostrada e descrita em relação a uma operação de perfuração, os versados na técnica irão reconhecer que configurações similares, embora com componentes diferentes, podem ser usadas para realizar operações de fundo de poço diferentes. Por exemplo, o cabo de aço, o tubo enrolado e/ou outras configurações podem ser usadas conforme conhecido na técnica. Adicionalmente, podem ser empregadas configurações de produção para extrair e/ou injetar materiais de e para formações de solo. Dessa forma, a presente revelação não deve ser limitada a operações de perfuração, mas pode ser empregada para qualquer operação (ou operações) de fundo de poço adequada ou desejada.

[0026] Existe uma necessidade de garantir a trajetória desejada de um furo de poço perfurado, por exemplo, através de sistemas orientáveis giratórios. Uma boa linearidade pode aumentar a taxa de penetração, bem como pode melhorar a habilidade de execução de revestimento após a operação de perfuração ser concluída. Embora o controle de inclinação esteja prontamente disponível, seja simples e facilmente utilizado (por exemplo, frequentemente com o uso de uma simples medição de inclinação através de acelerômetro), o controle de direção azimutal (por exemplo, plano horizontal) da operação de perfuração e, assim, do poço perfurado pode ser mais difícil. Por exemplo, devido à proximidade de uma influência magnética de uma broca de perfuração (ou outras partes de um equipamento de fundo de poço) e devido a uma possível ausência de sensores ou de sensores de qualidade de navegação adequada, isto é, magnetômetros, pode ser difícil medir o azimute do poço com exatidão, particularmente durante a rotação da ferramenta de perfuração (por exemplo, sistema orientável giratório). Pode ocorrer também uma falta de informações (por exemplo, queda magnética no local atual, etc.) que pode impedir o cálculo direto de azimute.

[0027] Adicionalmente, em reservatórios com um contraste deficiente de dados de avaliação de formação, métodos tradicionais de geodirecionamento ("geosteering") que usam tecnologia como resistividade (por exemplo, resistividade azimutal), gama (por exemplo, gama azimutal), porosidade (por exemplo, porosidade azimutal), densidade (por exemplo, densidade azimutal) e/ou ressonância magnética nuclear (por exemplo, ressonância magnética nuclear azimutal), etc., podem ser inadequados para determinar uma ótima trajetória de perfuração para um poço de alto ângulo/horizontal. Os versados na técnica compreenderão que "poço horizontal" nesse contexto não significa necessariamente um poço com uma inclinação de 90 graus. Em vez disso, na presente revelação, os termos "poço horizontal", "poço de alto ângulo", "seção de poço horizontal", "poço altamente desviado" e similares descrevem furos de poço ou poços que são mais horizontais do que verticais. Por exemplo, os termos "poço horizontal", "poço de alto ângulo", "seção de poço horizontal", "poço altamente desviado" e similares podem descrever furos de poço ou poços com uma inclinação igual a ou maior que 45 graus. Consequentemente, as modalidades aqui fornecidas são direcionadas à navegação e ao direcionamento de uma operação de perfuração que usa volumetria de gás calculada com base em razões de hidrocarboneto (por exemplo, normalizada para ROP/tamanho do poço) e métodos tradicionais para melhorar a interpretação em tempo real. A incorporação de volumetria de análise de gás em tempo real com métodos convencionais como poços de correlação pode assegurar que o poço está exposto a ótimas propriedades de reservatório dentro de reservatórios de baixo contraste.

[0028] As modalidades aqui fornecidas são direcionadas a empregar análise de gás em dados sobre gás em tempo real extraídos ou obtidos a partir da lama de fluxo de retorno durante uma operação de perfuração. Em algumas modalidades, os dados sobre gás podem ser processados em lotes (e normalizados para ROP e calibre) para identificar a volumetria do furo de poço atual (por exemplo, porosidade, saturação, índice de permeabilidade, tipo de fluido, etc.). A volumetria extraída do furo de poço pode ser combinada com informações de poço de correlação para possibilitar decisões e/ou o controle de geodirecionamento ("geosteering") para assegurar que a operação de perfuração seja mantida em uma zona desejada (por exemplo, atual) ou pode ser usada para alterar zonas a fim de conseguir uma perfuração em e através de uma formação com propriedades melhores ou mais desejáveis. Vantajosamente, as modalidades aqui fornecidas são direcionadas ao emprego de interpretação petrofísica em tempo real com base na razão de gás em vez de em ferramentas de avaliação da formação. Esta interpretação em poços de alto ângulo ou em poços horizontais pode ser combinada com métodos convencionais de geodirecionamento ("geosteering") (por exemplo, raios gama, resistividade, porosidade/densidade (como porosidade/densidade de nêutrons), etc.).

[0029] Os conjuntos de dados de geoquímica do local do poço podem ser obtidos através de perfilagem dos dados e/ou perfilagem da lama na superfície. A perfilagem de lama monitora o fluxo de retorno da lama de perfuração na superfície. A lama de perfuração no fluxo de retorno interagiu com a formação perfurada e, dessa forma, quaisquer gases contidos em seu interior e/ou aprisionados na formação perfurada serão misturados na lama de perfuração. Quando a lama de perfuração é retornada para a superfície, o teor de gás, a composição e as características químicas da lama de perfuração podem ser monitorados. Por exemplo, vários dados de hidrocarboneto (por exemplo, C1 a C8, isômeros dos mesmos, etc.) e dados sobre gás total podem ser coletados no local do poço a partir da lama de perfuração do fluxo de retorno. Uma compreensão da geoquímica do furo de poço pode ser conseguida com o uso de dados de perfuração atuais e valores de dados de hidrocarboneto para fornecer uma percepção de avaliação da formação a partir das razões do gás que foi removido dos artefatos de perfuração. As modalidades aqui fornecidas podem empregar dados dos projetos preexistentes (por exemplo, poços anteriores, poços na mesma região, simulações, etc.) e/ou a operação de perfuração atual. De acordo com algumas modalidades, os dados sobre gás podem fornecer indicadores da volumetria de hidrocarboneto do furo de poço, saturações, porosidade e permeabilidade (deste ponto em diante "indicadores de formação de gás"). Os indicadores formação de gás podem fornecer informações referentes ao(s) tipo(s) de fluido da formação, zonas produtivas ou não produtivas, potenciais contatos do fluido, conectividade de reservatório, fraturas naturais, entre outros.

[0030] Em um exemplo não limitador, durante uma operação de perfuração, a perfilagem da lama e a análise dos dados sobre gás são executados para extrair indicadores de formação de gás. A partir dos indicadores de formação de gás, uma ou mais propriedades do reservatório podem ser determinadas (por exemplo, tipo de fluido, informações sobre a zona, contatos do fluido, conectividade, fraturas, etc.). As propriedades de reservatório determinadas podem ser combinadas com informações sobre inclinação ("dip") da formação (tipicamente obtidas antes da perfuração ou durante a perfuração através de uma formação específica, por exemplo determinada por uma ferramenta de imageamento ou por sismografia da superfície), para prever os limites (por exemplo, de topo) de uma determinada formação através da qual uma operação de perfuração está sendo executada. Com base nos limites da formação, uma trajetória de perfuração pode ser ajustada para assegurar que a perfuração seja mantida dentro da formação (se for desejável uma formação) ou a perfuração pode ser ajustada para fora da formação atual (se indesejável). Consequentemente, as modalidades aqui fornecidas podem ser usadas para maximizar a alta qualidade de exposição do reservatório e, dessa forma, melhorar as eficiências de perfuração, completeza e produção.

[0031] Por exemplo, com referência agora à Figura 2, é mostrado um processo de fluxo 200 de acordo com uma modalidade da presente revelação. O processo de fluxo 200 pode ser usado durante uma operação de perfuração, como uma operação de perfuração horizontal. A operação de perfuração pode ser executada com o uso de um sistema de perfuração conforme mostrado e descrito com relação à Figura 1. O sistema de perfuração pode incluir um controlador e/ou outros sistemas de computador e/ou perfilagem que estão dispostos para monitorar e/ou controlar vários aspectos da operação de perfuração. O sistema de perfuração inclui, pelo menos, um sistema de perfilagem de lama que é disposto para monitorar o teor de gás de um fluxo de retorno de lama de perfuração. Adicionalmente, o sistema de perfuração inclui um ou mais componentes, conforme conhecido na técnica, para controlar uma trajetória de perfuração (por exemplo, componentes de geodirecionamento ("geosteering") localizados nas superfícies e/ou no fundo de poço).

[0032] No bloco 202, uma operação de perfuração é executada com o uso do sistema de perfuração. A operação de perfuração pode incluir uma broca de perfuração e/ou um dispositivo de desintegração (isto é, um elemento de perfuração de fundo de poço) localizados dentro de um poço ou furo de poço e dispostos para estender o comprimento do furo de poço. O elemento de perfuração de fundo de poço pode incluir vários componentes para possibilitar o geodirecionamento ("geosteering") a fim de permitir uma trajetória de perfuração controlada através do solo (por exemplo, através de uma formação). Durante a operação de perfuração, a lama de perfuração é bombeada a partir da superfície e é usada para operar ao menos uma porção do elemento de perfuração de fundo do poço, conforme será entendido pelo versado na técnica. A lama de perfuração irá se misturar com o cascalho da formação e também incorporará gases e líquidos que são liberados da formação durante a operação de perfuração. A lama de perfuração (com os constituintes da operação de perfuração incorporados) fluirá, então, de volta à superfície, onde o fluxo de retorno da lama pode ser analisado com o uso de um registrador de lama e/ou outros componentes analíticos, conforme será entendido pelo versado na técnica.

[0033] No bloco 204, é feita a perfilagem da lama. A operação de perfilagem da lama pode ser um procedimento já conhecido na técnica. A perfilagem da lama pode ser usada para extrair várias informações da lama do fluxo de retorno, incluindo, mas não se limitando a, características de desempenho da operação de perfuração, informações sobre a formação, dados sobre gás, etc.

[0034] No bloco 206, dados sobre gás são extraídos da perfilagem da lama. Os dados sobre gás podem incluir as concentrações, a composição e as características químicas do gás. Por exemplo, os dados sobre gás podem ser uma função das concentrações, da composição ou da química do gás. Em algumas modalidades, os dados sobre gás podem ser processados por métodos de processamento padrão, como filtração ou remoção de resultados fora dos limites ("outliers"). Alternativamente, ou em adição a isso, em algumas modalidades, os dados sobre gás podem ser escalonados por um fator de alteração de escala. O fator de alteração de escala pode ser constante ou variável (por exemplo, variável em relação a tempo, profundidade, dados sobre gás, parâmetro da perfuração e/ou parâmetro do poço). Em exemplos não limitadores, o fator de alteração de escala variável pode ser uma função de uma taxa de penetração, um calibre de poço, uma velocidade de fluxo, uma seção transversal do furo ou outro parâmetro relacionado com a geometria do poço. Em algumas modalidades, o fator de alteração de escala variável pode ser uma função exponencial, um polinômio, uma função linear ou qualquer combinação dos mesmos, ou um ou mais dentre os parâmetros de perfuração ou dentre os parâmetros do poço.

[0035] No bloco 208, os indicadores de formação de gás podem ser determinados a partir de dados sobre gás. Os indicadores de formação de gás podem incluir, mas não se limitam a, razões gás/hidrocarbonetos no furo de poço, volumetria, saturações, porosidade e permeabilidade do gás.

[0036] No bloco 210, os indicadores de formação de gás são usados para determinar uma ou mais propriedades do reservatório. As propriedades do reservatório podem incluir, mas não se limitam a, tipo de fluido, informações sobre a zona, contatos do fluido, conectividade e/ou fraturas.

[0037] No bloco 212, a partir das propriedades de reservatório determinadas, a operação de perfuração pode ser ajustada (por exemplo, ajuste de uma direção de perfuração). Por exemplo, uma decisão de geodirecionamento ("geosteering") pode se basear, pelo menos em parte, nas propriedades de reservatório determinadas. Em algumas modalidades, as propriedades de reservatório determinadas com base nos dados sobre gás podem ser combinadas com outras informações para possibilitar decisões mais eficientes e/ou precisas para ajustar a operação de perfuração. Por exemplo, em algumas modalidades, as propriedades de reservatório determinadas com base nos dados sobre gás podem ser combinadas com as informações de inclinação da formação para determinar o limite da formação (por exemplo, um topo). A partir dessas informações, uma decisão de geodirecionamento ("geosteering") pode ser tomada para assegurar que uma trajetória de perfuração seja mantida no interior de uma formação de interesse (ou uma decisão é tomada para perfurar fora de/na direção oposta a uma formação que não seja de interesse).

[0038] O processo de fluxo 200 pode ser executado continuamente, ou ciclicamente, durante uma operação de perfuração. Por exemplo, quando uma camada desejada dentro de um reservatório é detectada, a perfuração pode ser controlada para perfurar na camada desejada. O processo de fluxo 200 pode ser realizado para assegurar que a perfuração permaneça dentro do local desejado e garantir que a perfuração não desvie para fora do local de reservatório desejado. Por exemplo, os dados sobre gás podem ser monitorados para detectar desvios das propriedades desejadas dos dados. Se um desvio for detectado, a operação de perfuração pode ser ajustada ou corrigida para manter a trajetória de perfuração dentro da camada, formação ou seção desejada da mesma. Alternativamente, pode ser tomada a decisão de sair da camada, por exemplo mediante o envio de um comando de direcionamento a uma ferramenta de direcionamento para aumentar ou diminuir a inclinação da ferramenta de perfuração.

[0039] A Figura 3 é uma plotagem esquemática 300 dos registros exemplificadores obtidos durante uma operação de perfuração de um poço vertical. Os versados na técnica compreenderão que "poço vertical" nesse contexto não significa necessariamente um poço com uma inclinação de 0 grau. Em vez disso, na presente revelação, os termos "poço vertical", "poço de baixo ângulo", "seção de poço vertical" e similares se referem a furos de poço ou poços que são mais verticais do que horizontais. Por exemplo, os termos "poço vertical", "poço de baixo ângulo", "seção de poço vertical" e similares podem descrever furos de poço ou poços com uma inclinação menor que 45 graus. Conforme mostrado, a plotagem 300 inclui um registro de raios gama 302, um registro de índice de permeabilidade de gás 304, um registro de volumetria de gás 306, um registro de resistividade 308 e um registro de porosidade/densidade 310. Os registros 302 a 310 abrangem uma profundidade perfurada ou um segmento do poço vertical. Ou seja, os registros 302 a 310 representam registros das respectivas características ao longo da mesma seção perfurada de um poço.

[0040] Na plotagem 300, um reservatório 312 é perfurado, embora nem todas as secções do reservatório 312 sejam ideais para perfuração e/ou produção. O reservatório 312 se estende entre um topo do reservatório 314 e uma base do reservatório 316. Um geodirecionamento ("geosteering") típico dentro de uma formação se baseia em dados de raios gama, resistividade e/ou porosidade/densidade, como mostrado no registro de raios gama 302, no registro de resistividade 308 e no registro de porosidade/densidade 310. Entretanto, conforme observado, nem todas as porções do reservatório 312 podem ser ideais para a produção pós-perfuração. Por exemplo, certas porções do reservatório 312 podem ter zonas de óleo de qualidade reduzida 318. Infelizmente, os dados tradicionais coletados, como o registro de raios gama 302, o registro de resistividade 308 e o registro de porosidade/densidade 310, e analisados para determinar uma operação de geodirecionamento ("geosteering") podem não ser capazes de determinar tais zonas de óleo de qualidade reduzida 318 e/ou determinar as zonas de maior permeabilidade/saturação, isto é, zonas de alta qualidade 320 (ou regiões de interesse) devido ao baixo contraste nos registros.

[0041] Por exemplo, conforme mostrado na Figura 3, a primeira seção 318a do reservatório 312 pode ser uma zona de óleo de qualidade reduzida 318, e a segunda seção 320a do reservatório 312 (logo abaixo da primeira seção) pode ser uma zona de alta qualidade 320. No entanto, conforme mostrado nas primeiras regiões da plotagem 322, não há dados dentro do registro de raios gama 302, do registro de resistividade 308 e do registro de porosidade/densidade 310 para indicar uma diferença e/ou preferência pela primeira seção 318a em relação à segunda seção 320a (ou vice-versa). Consequentemente, com base nessas informações, um plano de trajetória de geodirecionamento ("geosteering") pode manter um furo de poço perfurado dentro da primeira seção 318a por mais tempo do que o desejável, ou pode ser desejável cortar através da segunda seção 320a para um comprimento mais curto. Isso pode ser verdadeiro pois o reservatório 312 pode ser um reservatório de baixa resistividade e, dessa forma, os conjuntos/registros de dados típicos podem não ser suficientes para identificar seções de interesse para perfuração e/ou produção.

[0042] Entretanto, com a inclusão de dados de gás e indicadores de formação de gás sob a forma de registro de índice de permeabilidade de gás 304 e registro de volumetria de gás 306, uma decisão mais informada pode ser tomada para operações de geodirecionamento ("geosteering") dentro do reservatório 312. Conforme mostrado nas segundas regiões de plotagem 324, os dados sobre gás e os indicadores de formação de gás indicam uma alteração na característica de formação entre a primeira seção 318a e a segunda seção 320a, conforme indicado pelos picos nas plotagens de dados do registro de índice de permeabilidade de gás 304 e do registro de volumetria de gás 306. Consequentemente, um operador que tem acesso ao registro de índice de permeabilidade de gás 304 e ao registro de volumetria de gás 306 pode determinar que um controle da trajetória de geodirecionamento ("geosteering") deve minimizar a perfuração na primeira seção 318a e maximizar a perfuração na segunda seção 320a. Isso pode ser repetido para as outras zonas de óleo de qualidade reduzida 318 e outras zonas de alta qualidade 320 do reservatório 312, uma vez que os dados são coletados em tempo real durante a operação de perfuração.

[0043] A plotagem 300 da Figura 3 ilustra a vantagem das modalidades da presente revelação usadas durante a perfuração de um poço vertical. Tais vantagens podem ser também realizadas em um poço horizontal.

[0044] Por exemplo, com referência à Figura 4, é mostrada uma plotagem esquemática 400 dos registros exemplificadores obtidos durante uma operação de perfuração de um poço vertical. Conforme mostrado, a plotagem 400 inclui uma representação de um reservatório 402 que tem um topo de reservatório 404 e uma base de reservatório 406. A trajetória do poço 408 é mostrada dentro do reservatório 402. Um registro de raios gama 410, um registro de índice de permeabilidade de gás 412, um registro de volumetria de gás 414 e um registro de porosidade/densidade 416 são mostrados plotados em relação ao reservatório 402 e à trajetória de poço 408.

[0045] Embora o registro de raios gama 410 e o registro de porosidade/densidade 416 falhem no fornecimento de uma indicação de zonas de baixa qualidade e zonas de alta qualidade, o registro de índice de permeabilidade de gás 412 e o registro de volumetria de gás 414 fornecem tais informações. Por exemplo, a porção da trajetória do poço 408 mostrada na Figura 4 que passa através do reservatório 402 é separada em zonas de baixa qualidade 418 e zonas de alta qualidade 420. Conforme mostrado ilustrativamente, as zonas de alta qualidade 420 são indicadas nos registros de dados sobre gás (por exemplo, no registro de índice de permeabilidade de gás 412 e no registro de volumetria de gás 414). Adicionalmente, conforme mostrado, os outros registros 410, 416 não fornecem qualquer indicação da qualidade do reservatório 402.

[0046] Vantajosamente, a modalidade fornecida na presente invenção melhora a eficiência e a precisão de geodirecionamento ("geosteering") no interior de uma formação e especificamente dentro de um reservatório da formação. O geodirecionamento ("geosteering") tradicional baseado apenas na resistividade azimutal profunda pode não ser a solução ideal em reservatórios de baixo contraste. No entanto, mediante a incorporação de geodirecionamento ("geosteering") convencional (resistividade profunda de leitura azimutal), dados de raios gama do bit mais próximo e interpretações petrofísicas/de imagem em tempo real, juntamente com uma análise de dados sobre gás, uma trajetória e/ou geodirecionamento ("geosteering") de perfuração podem ser controlados para assegurar que um poço seja perfurado em uma seção ou região ideal de um reservatório.

[0047] Diferentes limites podem ser usados ou definidos para indicar uma seção de "alta qualidade" em comparação a uma seção de "baixa qualidade" de uma formação. Picos e variações de dados e/ou de registros de dados podem ser monitorados para indicar alterações da qualidade da seção da formação. Vários limites exemplificadores que podem indicar uma seção de "maior qualidade" podem incluir, mas não se limitam a, ao menos um dentre saturação de hidrocarboneto aumentada, permeabilidade, porosidade e/ou tipo de fluido desejável. Por exemplo, na ilustração da Figura 4, zonas de alta qualidade 420 são indicadas como de maior qualidade do que as zonas de baixa qualidade 418 uma vez que a permeabilidade e o indicador de saturação são elevados nos registros dos dados e, portanto, são mais prováveis de produzir hidrocarbonetos.

[0048] Modalidade 1: Um método para controlar uma operação de perfuração, sendo que o método compreende: transportar uma ferramenta de perfuração da superfície do solo para dentro de um furo de poço e operar a ferramenta de perfuração para perfurar em uma direção de perfuração, sendo que a lama de perfuração é transportada da superfície do solo para a ferramenta de perfuração e de volta para a superfície do solo, obter dados sobre gás a partir da lama de perfuração que retorna à superfície do solo, determinar uma propriedade de reservatório a partir dos dados sobre gás e ajustar a direção da perfuração com base na propriedade de reservatório determinada.

[0049] Modalidade 2: O método de acordo com a modalidade anterior, em que os dados sobre gás compreendem uma razão de gás.

[0050] Modalidade 3: O método de acordo com a modalidade anterior, em que a propriedade de reservatório compreende pelo menos um dentre porosidade, saturação, índice de permeabilidade, tipo de fluido, informações sobre a zona, contatos do fluido, conectividade e fraturas.

[0051] Modalidade 4: O método de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, que compreende adicionalmente determinar uma região de interesse de um reservatório com base na propriedade de reservatório, em que o ajuste da direção de perfuração é realizado para manter o furo do poço dentro da região de interesse.

[0052] Modalidade 5: O método de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, que compreende adicionalmente o monitoramento contínuo de pelo menos um dentre os dados sobre gás e a propriedade de reservatório para confirmar a direção de perfuração.

[0053] Modalidade 6: O método de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, que compreende adicionalmente: combinar a propriedade de reservatório com pelo menos um dentre dados de resistividade, dados de raios gama, dados de imagem, dados de densidade, dados de ressonância magnética nuclear, dados de porosidade e dados petrofísicos para criar dados combinados; e configurar uma trajetória de poço com base nos dados combinados.

[0054] Modalidade 7: O método de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, que compreende adicionalmente combinar a determinada propriedade de reservatório com informações de inclinação da formação e ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada e as informações de inclinação da formação.

[0055] Modalidade 8: O método de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que a direção de perfuração se baseia em um plano de poço e o ajuste compreende adicionalmente um ajuste do plano de poço.

[0056] Modalidade 9: O método de acordo com a modalidade anterior, em que o plano de poço compreende uma seção de poço horizontal.

[0057] Modalidade 10: O método de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que os dados sobre gás são escalonados por uma função de uma taxa de penetração ou calibre.

[0058] Modalidade 11. Um sistema para controlar a operação de perfuração, sendo que o sistema compreende: uma ferramenta de perfuração em um furo de poço disposta para executar a operação de perfuração, sendo que a operação de perfuração tem uma direção de perfuração, sendo que a lama de perfuração é transportada a partir da superfície do solo até a ferramenta de perfuração e retornada para a superfície do solo, um registrador de lama operável para obter dados sobre gás a partir da lama de perfuração que retorna para a superfície do solo, uma unidade de controle configurada para determinar uma propriedade de reservatório a partir dos dados sobre gás e um ou mais componentes de geodirecionamento ("geosteering") situados em pelo menos uma dentre a superfície e o fundo do poço e configurados para ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada.

[0059] Modalidade 12: O sistema de acordo com a modalidade anterior acima, em que os dados sobre gás compreendem uma razão de gás.

[0060] Modalidade 13: O sistema de acordo com a modalidade anterior acima, em que a propriedade de reservatório compreende pelo menos um dentre porosidade, saturação, índice de permeabilidade, informações sobre a zona, contatos do fluido, conectividade, fratura e tipo de fluido.

[0061] Modalidade 14: O sistema de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que a unidade de controle é configurada para determinar uma região de interesse de um reservatório com base na propriedade do reservatório, sendo que o ajuste da direção de perfuração é feito para manter o furo de poço dentro da região de interesse.

[0062] Modalidade 15: O sistema de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que a unidade de controle é configurada para monitorar continuamente pelo menos um dentre os dados sobre gás e a propriedade de reservatório para confirmar a direção de perfuração.

[0063] Modalidade 16: O sistema, de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que a unidade de controle ser configurada para combinar a propriedade de reservatório com pelo menos um dentre dados de resistividade, dados de raios gama, dados de imagem, dados de densidade, dados de ressonância magnética nuclear, dados de porosidade e dados petrofísicos para criar dados combinados e configurar uma trajetória de poço com base nos dados combinados.

[0064] Modalidade 17: O sistema de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que a unidade de controle é configurada para combinar a propriedade de reservatório determinada com informações de inclinação da formação e ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada e nas informações de inclinação da formação.

[0065] Modalidade 18: O sistema de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que a direção de perfuração se baseia em um plano de poço e o ajuste compreende adicionalmente um ajuste do plano de poço.

[0066] Modalidade 19: O sistema de acordo com a modalidade anterior acima, em que o plano de poço compreende uma seção de poço horizontal.

[0067] Modalidade 20: O sistema de acordo com qualquer das modalidades anteriores acima, em que os dados sobre gás são escalonados por uma função de uma taxa de penetração ou calibre.

[0068] Em apoio aos ensinamentos da presente invenção, vários componentes de análise podem ser usados incluindo um sistema digital e/ou analógico. Por exemplo, controladores, sistemas de processamento de computador e/ou sistemas de direcionamento geológico, conforme aqui fornecidos e/ou usados com as modalidades aqui descritas, podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos. Os sistemas podem ter componentes como processadores, mídias de armazenamento, memória, entradas, saídas, links de comunicação (por exemplo, com fio, sem fio, óptico ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (por exemplo, digital ou analógico) e outros tais componentes (por exemplo, como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer operação e análises do aparelho e métodos revelados na presente invenção em qualquer uma de várias maneiras bem entendidas na técnica. É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em combinação com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em uma mídia legível por computador não transitória, incluindo memória (por exemplo, ROMs, RAMs), óptica (por exemplo, CD-ROMs), ou magnética (por exemplo, discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executado, faz com que um computador implemente os métodos e/ou processos aqui descritos. Essas instruções podem fornecer operação do equipamento, controle, coleta de dados, análise e outras funções consideradas relevantes por um designer de sistemas, proprietário, usuário, ou outro pessoal, além das funções descritas nesta revelação. Os dados processados, como resultado de um método implementado, podem ser transmitidos como um sinal através de uma interface de saída de processador para um dispositivo de recebimento de sinal. O dispositivo de recebimento de sinal pode ser um monitor de exibição ou impressora para apresentar o resultado para um usuário. Alternativa ou adicionalmente, o dispositivo de recebimento de sinal pode ser uma memória ou uma mídia de armazenamento. Será observado que o armazenamento do resultado na memória ou na mídia de armazenamento pode transformar a memória ou mídia de armazenamento em um novo estado (isto é, que contém o resultado) a partir de um estado anterior (isto é, que não contém o resultado). Adicionalmente, em algumas modalidades, um sinal de alerta pode ser transmitido a partir do processador para uma interface de usuário se o resultado exceder um valor limite.

[0069] Adicionalmente, vários outros componentes podem ser incluídos e chamados para fornecer aspectos dos ensinamentos da presente invenção. Por exemplo, um sensor, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade óptica, unidade elétrica e/ou unidade eletromecânica podem ser incluídos em apoio aos diversos aspectos discutidos na presente invenção ou em apoio a outras funções além desta revelação.

[0070] O uso dos termos "um", "uma", "o" e "a" e referências similares no contexto de descrever a invenção (especialmente no contexto das reivindicações a seguir) deve ser interpretado como abrangendo tanto o singular quanto o plural, exceto quando indicado em contrário na presente invenção ou claramente contradito pelo contexto. Além disso, deve ser considerado adicionalmente que os termos "primeiro", "segundo" e similares na presente invenção não denotam qualquer ordem, quantidade ou importância, sendo ao invés disso usados para distinguir um elemento de outro. O modificador "cerca de" ou "substancialmente" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado determinado pelo contexto (por exemplo, ele inclui o grau de erro associado à medição da quantidade específica). Por exemplo, a expressão "substancialmente constante" inclui desvios menores em relação a uma direção ou um valor fixo, conforme será prontamente entendido pelos versados na técnica.

[0071] O diagrama (ou diagramas) de fluxo aqui representado é apenas um exemplo. Podem existir diversas variações para este diagrama ou as etapas (ou operações) descritas no mesmo sem que se afaste do escopo da presente revelação. Por exemplo, as etapas podem ser realizadas em uma ordem diferente, ou as etapas podem ser adicionadas, removidas ou modificadas. Todas essas variações são consideradas uma parte da presente revelação.

[0072] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certos recursos ou funcionalidades necessárias ou benéficas. Consequentemente, essas funções e recursos conforme pode ser necessário em apoio às reivindicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidos como sendo inerentemente incluídos como uma parte dos ensinamentos da presente invenção e uma parte da presente revelação.

[0073] Os ensinamentos da presente revelação podem ser usados em uma variedade de operações de poços. Essas operações podem envolver o uso de um ou mais agentes de tratamento para tratar uma formação, os fluidos residentes em uma formação, um furo de poço e/ou equipamentos no poço, como uma tubulação de produção. Os agentes de tratamento podem estar sob a forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Os agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não se limitam a, fluidos de fraturamento, fluidos de estimulação, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anticorrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsificantes, desemulsificantes, sinalizadores, melhoradores de fluxo, etc. As operações de poços ilustrativas incluem, mas não se limitam a, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de sinalizador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, injeção de água, cimentação, etc.

[0074] Embora as modalidades descritas na presente invenção tenham sido descritas com referência a várias modalidades, será entendido que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem que se afaste do escopo da presente revelação. Adicionalmente, muitas modificações serão observadas para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da presente revelação sem que se afaste do escopo da mesma. Portanto, pretende-se que a revelação não se limite às modalidades particulares reveladas como o melhor modo contemplado para realizar os recursos descritos, mas que a presente revelação inclua todas as modalidades abrangidas pelo escopo das reivindicações anexas.

[0075] Consequentemente, as modalidades da presente revelação não devem ser vistas como limitadas pela descrição anteriormente mencionada, mas são apenas limitadas pelo escopo das reivindicações anexas.

Claims (15)

1. Método para controlar uma operação de perfuração, caracterizado pelo fato de que o método compreende: transportar uma ferramenta de perfuração da superfície do solo até um furo de poço e operar a ferramenta de perfuração para perfurar em uma direção de perfuração, sendo que lama de perfuração é transportada da superfície do solo até a ferramenta de perfuração e retornada à superfície do solo; receber a lama de perfuração retornada em um registrador de lama na superfície da terra e obter concentração de gás, composição de gás e/ou a proporção de gás na superfície da terra a partir da lama de perfuração usando o registrador de lama; normalizar a concentração de gás, a composição de gás e/ou a proporção de gás por uma função da taxa de penetração ou do calibre; determinar uma propriedade de reservatório a partir da concentração de gás normalizada, da composição de gás normalizada e/ou da proporção de gás normalizada, sendo que a propriedade do reservatório compreende pelo menos ambas saturação de hidrocarboneto e um índice de permeabilidade; e ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que normalizar a concentração de gás, a composição de gás e/ou a proporção de gás é feita por uma função de ambas taxas de penetração e calibre, sendo que a propriedade do reservatório é determinada a partir da concentração de gás normalizada, da composição de gás e/ou da proporção de gás..

3. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente determinar uma região de interesse de um reservatório (312, 402) com base na propriedade de reservatório, sendo que o ajuste da direção de perfuração é feito para manter o furo de poço dentro da região de interesse.

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente o monitoramento contínuo da concentração de gás, da composição de gás e/ou da proporção de gás e a propriedade de reservatório para confirmar a direção de perfuração.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: combinar a propriedade de reservatório com pelo menos um dentre dados de resistividade, dados de raios gama, dados de imagem, dados de densidade, dados de ressonância magnética nuclear e dados de porosidade para criar dados combinados; e definir uma trajetória de perfuração com base nos dados combinados.

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente combinar a determinada propriedade de reservatório com informações de inclinação da formação e ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada e as informações de inclinação da formação.

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a direção de perfuração é baseada em um plano de poço e o ajuste compreender adicionalmente um ajuste do plano de poço, de preferência sendo que o plano de poço compreende uma seção de poço (26) horizontal.

8. Sistema para controlar uma operação de perfuração, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende: uma ferramenta de perfuração em um furo de poço disposta para executar a operação de perfuração, sendo que a operação de perfuração tem uma direção de perfuração, sendo que a lama de perfuração é transportada da superfície do solo até a ferramenta de perfuração e retornada para a superfície do solo; um registrador de lama configurado para receber a lama de perfuração quando ela retorna à superfície da terra e operável para obter concentração de gás, composição de gás e/ou proporção de gás da lama de perfuração que retorna para a superfície do solo; uma unidade de controle configurada para normalizar a concentração de gás, a composição de gás e/ou a proporção de gás em função da taxa de penetração ou do calibre e determinar uma propriedade de reservatório a partir da concentração de gás normalizada, da composição de gás e/ou da proporção de gás, sendo que a propriedade do reservatório compreende pelo menos uma dentre saturação de hidrocarbonetos e índice de permeabilidade; e um ou mais componentes de geodirecionamento ("geosteering") situados em pelo menos um dentre a superfície do solo e o fundo do poço configurados para ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada.

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a unidade de controle é configurada para: normalizar a concentração de gás, a composição de gás e/ou a proporção de gás em função da taxa de penetração e do calibre; e determinar a propriedade do reservatório a partir da concentração de gás normalizada, da composição de gás normalizada e/ou da proporção de gás normalizada.

10. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 9, caracterizado pelo fato de que a propriedade de reservatório compreende ainda pelo menos um dentre porosidade, informações sobre zona, contatos do fluido, conectividade e fratura.

11. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 10, caracterizado pelo fato de que a unidade de controle é configurada para determinar uma região de interesse de um reservatório (312, 402) com base na propriedade de reservatório, sendo que o ajuste da direção de perfuração é feito para manter o furo de poço dentro da região de interesse.

12. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 11, caracterizado pelo fato de que a unidade de controle é configurada para monitorar continuamente pelo menos um dentre a concentração de gás, a composição de gás e/ou a proporção de gás e a propriedade de reservatório para confirmar a direção de perfuração.

13. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 12, caracterizado pelo fato de que a unidade de controle é configurada para combinar a propriedade de reservatório com pelo menos um dentre dados de resistividade, dados de raios gama, dados de imagem, dados de densidade, dados de ressonância magnética nuclear, e dados de porosidade para criar dados combinados e ajustar a direção de perfuração com base nos dados combinados.

14. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 13, caracterizado pelo fato de que a unidade de controle é configurada para combinar a propriedade de reservatório determinada com informações de inclinação da formação e ajustar a direção de perfuração com base na propriedade de reservatório determinada e nas informações de inclinação da formação.

15. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 14, caracterizado pelo fato de que a direção de perfuração é baseada em um plano de poço e o ajuste compreende adicionalmente um ajuste do plano de poço, de preferência sendo que o plano de poço compreende uma seção de poço (26) horizontal.