BR112022014219B1 - METHODS FOR ESTIMATING A POSITION OF A WELL PATH WITHIN A SUBSURFACE FORMATION, GEOLOGICAL TARGETING METHOD AND SUPPORTING MEDIA - Google Patents
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Abstract
MÉTODOS PARA ESTIMAR UMA POSIÇÃO DE UM TRAJETO DE POÇO DENTRO DE UMA FORMAÇÃO DE SUBSUPERFÍCIE. Trata-se de um método para estimar uma posição de um trajeto de poço dentro de uma formação de subsuperfície da Terra, sendo que o método é caracterizado por compreender determinar uma estimativa de trajeto de poço com o uso de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos. Um método de direcionamento geológico que compreende: estimar uma posição do trajeto de poço e controlar uma broca de furadeira em resposta à posição estimada do trajeto de poço para seguir uma trajetória de poço desejada.METHODS FOR ESTIMATING A POSITION OF A WELL PATH WITHIN A SUBSURFACE FORMATION. This is a method for estimating a well path position within a subsurface formation of the Earth, and the method is characterized by determining a well path estimate using navigation measurements from a drilling tool. well interior and a position estimate derived from seismic data. A geological steering method comprising: estimating a well path position and controlling a drill bit in response to the estimated well path position to follow a desired well path.
Description
[0001] A presente invenção refere-se ao campo de determinação de localização de poço de subsuperfície, por exemplo, durante a perfuração do poço ou subsequente à finalização de perfuração.[0001] The present invention relates to the field of determining subsurface well location, for example, during well drilling or subsequent to completion of drilling.
[0002] Convencionalmente, a posição de um poço é derivada de medições magnéticas e/ou giroscópicas feitas durante a perfuração (MWD). O erro associado com essas medições acumula com distância, distante da cabeça de poço e pode se tornar relativamente grande, especialmente para longos poços horizontais. Como resultado, as medições para longos poços horizontais possuem uma grande incerteza posicional, por exemplo, ± 60 m em 6000 m de profundidade medida (MD, isto é, comprimento ao longo do trajeto de poço). Reduzir essa incerteza é importante, por exemplo, quando novos poços de preenchimento são perfurados em 50-75 m de distância lateral de poços existentes. Outras aplicações para as quais minimizar a incerteza de posição de poço é importante incluem poços para pequenas zonas alvo e poços que estão na proximidade de zonas de perigo, tais como falhas, bolsas de gás, longarinas, etc.[0002] Conventionally, the position of a well is derived from magnetic and/or gyroscopic measurements taken during drilling (MWD). The error associated with these measurements accumulates with distance from the wellhead and can become relatively large, especially for long horizontal wells. As a result, measurements for long horizontal wells have a large positional uncertainty, for example ± 60 m at 6000 m measured depth (MD, i.e. length along the well path). Reducing this uncertainty is important, for example, when new infill wells are drilled at 50-75 m lateral distance from existing wells. Other applications for which minimizing well position uncertainty is important include wells for small target zones and wells that are in proximity to danger zones such as faults, gas pockets, stringers, etc.
[0003] De acordo com um primeiro aspecto da revelação, é fornecido um método de estimar uma posição de um trajeto de poço dentro de uma formação de subsuperfície da Terra. O método compreende determinar uma estimativa de trajeto de poço com o uso de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0003] According to a first aspect of the disclosure, a method of estimating a position of a well path within a subsurface formation of the Earth is provided. The method comprises determining a well path estimate using navigation measurements from a downhole tool and a position estimate derived from seismic data.
[0004] O trajeto de poço pode descrever a trajetória do poço dentro da formação de subsuperfície da Terra. O trajeto de poço pode ser a posição de poço. O termo “trajeto de poço” ou “estimativa de trajeto de poço” pode, portanto, ser substituído com “posição de poço” ou “estimativa de posição de poço”, no presente documento. A estimativa de trajeto de poço pode descrever parte, ou tudo, da localização estimada e trajetória do poço dentro da formação de subsuperfície. A estimativa de trajeto de poço pode se referir a uma porção específica de todo o trajeto de poço, por exemplo, quando a precisão de localização aumentada é exigida durante uma parte específica do processo de perfuração de poço.[0004] The well path can describe the trajectory of the well within the Earth's subsurface formation. The well path can be the well position. The term “well path” or “well path estimate” may therefore be replaced with “well position” or “well position estimate” in this document. The well path estimate can describe part, or all, of the estimated location and trajectory of the well within the subsurface formation. Well path estimation may refer to a specific portion of the entire well path, for example, when increased location accuracy is required during a specific part of the well drilling process.
[0005] O trajeto de poço estimado pode ser calculado com o uso de ambas as medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço e estimativas de posição derivadas de dados sísmicos. O uso de uma combinação de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço e estimativas de posição derivadas de dados sísmicos pode resultar em uma estimativa mais precisa da localização do trajeto de poço.[0005] The estimated well path can be calculated using both navigation measurements from a downhole tool and position estimates derived from seismic data. Using a combination of navigation measurements from a downhole tool and position estimates derived from seismic data can result in a more accurate estimate of the location of the well path.
[0006] Os métodos, de acordo com a presente revelação, podem ser conduzidos em tempo real. Isto é, uma estimativa de posição de poço pode ser fornecida e atualizada simultaneamente com o processo de perfuração. Isso pode permitir que ajustes à operação de perfuração sejam feitos em resposta à estimativa de posição de poço, por exemplo, a fim de evitar riscos, ou direcionar em direção a zonas alvo.[0006] The methods, according to the present disclosure, can be conducted in real time. That is, a well position estimate can be provided and updated simultaneously with the drilling process. This can allow adjustments to the drilling operation to be made in response to estimated well position, for example, in order to avoid hazards, or steer towards target zones.
[0007] Os métodos, de acordo com a presente revelação, fornecem uma estimativa de trajeto de poço mais precisa, por exemplo, uma localização estimada do trajeto de poço dentro da formação de subsuperfície. Uma estimativa de trajeto de poço, de acordo com a revelação, pode ter um invólucro inferior, ou elipse, de incerteza. A medida de incerteza também pode ser independente com profundidade medida, em uma dimensão lateral, uma dimensão de profundidade, ou ambas uma dimensão lateral e de profundidade. A presente revelação, portanto, fornece um maior grau de confiança ao localizar poços dentro de tolerâncias firmes, por exemplo, entre dois poços existentes, ou formações ou reservatórios específicos adjacentes. Consequentemente, a presente revelação pode facilitar o uso mais eficaz de espaço dentro de um sítio.[0007] The methods, in accordance with the present disclosure, provide a more accurate well path estimate, for example, an estimated location of the well path within the subsurface formation. A well path estimate, according to the disclosure, may have a lower shell, or ellipse, of uncertainty. The uncertainty measure can also be independent with measured depth, in a lateral dimension, a depth dimension, or both a lateral and depth dimension. The present disclosure, therefore, provides a greater degree of confidence when locating wells within tight tolerances, for example, between two existing wells, or adjacent specific formations or reservoirs. Consequently, the present disclosure can facilitate more effective use of space within a site.
[0008] Na presente revelação, os termos vertical, profundidade, avanço para o leste, avanço para o norte e lateral são usados. Esses termos devem ser dados seu significado normal. Em linha com seu significado normal e na ausência de contexto que dite o contrário, vertical pode ser construído como sendo um eixo geométrico alinhado com a direção de gravidade local naquele ponto; profundidade pode ser usado para se referir à profundidade vertical verdadeira, por exemplo, uma coordenada alinhada com o eixo geométrico vertical e que mede a localização vertical de um ponto abaixo da superfície; avanço para o leste e avanço para o norte são eixos geométricos cartesianos ortogonais perpendiculares à direção vertical, avanço para o norte mede a distância para o norte e avanço para o leste, a distância para o leste; e lateral pode se referir a um plano perpendicular ao vertical, assim, no plano de avanço para o leste-avanço para o norte.[0008] In the present disclosure, the terms vertical, depth, eastward advance, northward advance and lateral are used. These terms should be given their normal meaning. In line with its normal meaning and in the absence of context that dictates otherwise, vertical can be constructed as a geometric axis aligned with the local direction of gravity at that point; depth can be used to refer to true vertical depth, for example, a coordinate aligned with the vertical geometric axis and measuring the vertical location of a point below the surface; Eastward advance and Northward advance are orthogonal Cartesian geometric axes perpendicular to the vertical direction, Northward advance measures the distance to the North and Eastward advance the distance to the East; and lateral can refer to a plane perpendicular to the vertical, thus in the plane of eastward advance-northward advance.
[0009] O método pode ser para estimar a posição de um trajeto de poço em tempo real. O método pode ser um método de estimar uma posição de um trajeto de poço estimando-se um trajeto de uma broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído conforme o poço é formado. Alternativamente, o método pode ser para estimar a posição de um trajeto de poço existentes. Os métodos, de acordo com a presente revelação, podem ser usados em qualquer ponto durante o ciclo de vida do poço, por exemplo, durante a perfuração do poço, imediatamente seguinte à perfuração do poço e antes da produção, ou após a produção.[0009] The method may be to estimate the position of a well path in real time. The method may be a method of estimating a position of a well path by estimating a path of a drill bit or other source of noise as the well is formed. Alternatively, the method may be to estimate the position of an existing well path. The methods according to the present disclosure can be used at any point during the life cycle of the well, for example, during drilling of the well, immediately following drilling of the well and before production, or after production.
[0010] O método determina uma estimativa de trajeto de poço com o uso de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. A ferramenta de interior de poço pode formar parte de uma coluna de perfuração, ou outra coluna de interior de poço dentro do poço. A ferramenta de interior de poço pode ser uma broca de perfuratriz. A ferramenta de interior de poço pode ser outra ferramenta rebaixada no poço antes ou depois da finalização.[0010] The method determines a well path estimate using navigation measurements from a downhole tool. The downhole tool may form part of a drill string, or another downhole string within the well. The downhole tool may be a drill bit. The downhole tool may be another tool lowered into the well before or after completion.
[0011] As medições de navegação podem ser feitas/gravadas durante a perfuração, durante a operação de perfuração, ou após o mesmo. As medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço podem compreender medições de orientação e/ou profundidade medida. As medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço podem compreender medições magnéticas e/ou giroscópicas. As medições de navegação podem ser derivadas de orientação, profundidade medida, medições magnéticas ou giroscópicas.[0011] Navigation measurements can be made/recorded during drilling, during the drilling operation, or afterwards. Navigation measurements from a downhole tool may comprise orientation measurements and/or measured depth. Navigation measurements from a downhole tool may comprise magnetic and/or gyroscopic measurements. Navigation measurements can be derived from bearing, measured depth, magnetic or gyroscopic measurements.
[0012] As medições de navegação podem estar na forma de uma lista de valores, ou na forma de uma estimativa de trajeto de poço inicial que é determinada com o uso das medições. As medições de navegação podem compreender uma estimativa de trajeto de poço inicial, conforme discutido em maior detalhe a seguir.[0012] The navigation measurements may be in the form of a list of values, or in the form of an initial well path estimate that is determined using the measurements. Navigation measurements may comprise an initial well path estimate, as discussed in greater detail below.
[0013] O método pode compreender determinar um trajeto de poço com o uso de medições obtidas de instrumentos de navegação em um poço, em combinação com estimativas de posição de dados sísmicos.[0013] The method may comprise determining a well path using measurements obtained from navigation instruments in a well, in combination with position estimates from seismic data.
[0014] A estimativa de posição pode ser derivada de dados sísmicos passivos.[0014] Position estimation can be derived from passive seismic data.
[0015] A estimativa de posição pode ser detectada de movimentos da Terra naturais de baixa frequência. Os dados sísmicos podem ser obtidos na superfície, no leito marinho e/ou na subsuperfície.[0015] Position estimation can be detected from natural low-frequency Earth motions. Seismic data can be obtained at the surface, on the seabed and/or in the subsurface.
[0016] A estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode ser derivada com o uso de uma fonte de interior de poço ativa. A estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode ser derivada com o uso de uma fonte sísmica ativa que é gravada na superfície, no leito marinho e/ou na subsuperfície, conforme descrito anteriormente.[0016] Position estimation derived from seismic data can be derived using an active downhole source. The position estimate derived from seismic data can be derived using an active seismic source that is recorded at the surface, seabed, and/or subsurface as previously described.
[0017] A estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode ser um ponto que é determinado para residir no trajeto de poço, por exemplo, um ponto específico através do qual o poço é estimado para passar. A estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode ser uma estimativa da localização na qual a broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído é localizada ou passou através.[0017] The position estimate derived from seismic data may be a point that is determined to reside in the well path, for example, a specific point through which the well is estimated to pass. The position estimate derived from seismic data may be an estimate of the location at which the drill bit or other noise source is located or passed through.
[0018] A estimativa de posição pode ser derivada de dados sísmicos de acordo com o método descrito no presente documento.[0018] The position estimate can be derived from seismic data according to the method described in this document.
[0019] Os dados sísmicos podem compreender dados de sensores sísmicos. Os dados sísmicos podem compreender leituras causadas pela ferramenta de interior de poço. Os dados sísmicos podem compreender dados relacionados ao ruído gerado pela ferramenta de interior de poço. Os dados sísmicos podem compreender dados relacionados ao ruído gerados por uma broca de perfuratriz durante a perfuração e/ou outros ruídos gerados por uma ferramenta de interior de poço. O ruído pode ser gerado especificamente para a identificação nos dados sísmicos.[0019] Seismic data may comprise data from seismic sensors. The seismic data may comprise readings caused by the downhole tool. Seismic data may comprise data related to noise generated by the downhole tool. Seismic data may comprise data related to noise generated by a drill bit during drilling and/or other noise generated by a downhole tool. Noise can be generated specifically for identification in seismic data.
[0020] A estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode ser uma pluralidade de estimativas de posição derivadas de dados sísmicos. Embora as vezes o método seja descrito com referência a uma única estimativa de posição derivada de dados sísmicos, deve-se entender que os métodos, de acordo com a revelação, podem usar uma pluralidade de tais estimativas de posição. Como tal, qualquer referência para, ou descrição relacionada a uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos deve ser construída igualmente a aplicar a (uma pluralidade de) estimativas de posição derivadas de dados sísmicos e o termo “estimativa de posição” pode ser substituído com “estimativas de posição” em qualquer lugar no presente documento. De modo similar, a discussão relacionada a uma única estimativa de posição se aplica igualmente a “cada” estimativa de posição.[0020] The position estimate derived from seismic data may be a plurality of position estimates derived from seismic data. Although the method is sometimes described with reference to a single position estimate derived from seismic data, it should be understood that the methods, according to the disclosure, may use a plurality of such position estimates. As such, any reference to, or description relating to, a position estimate derived from seismic data should be construed equally as applying to (a plurality of) position estimates derived from seismic data and the term “position estimate” may be replaced with “position estimates” anywhere in this document. Similarly, the discussion regarding a single position estimate applies equally to “each” position estimate.
[0021] O método pode compreender adicionalmente identificar, ou calcular, uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos. Alternativamente, o método pode compreender adicionalmente receber uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0021] The method may further comprise identifying, or calculating, a position estimate derived from seismic data. Alternatively, the method may further comprise receiving a position estimate derived from seismic data.
[0022] Um método para derivar uma estimativa de posição de dados sísmicos é discutido a seguir.[0022] A method for deriving a position estimate from seismic data is discussed below.
[0023] O método pode compreender adicionalmente: coletar dados sísmicos de uma pluralidade de sensores sísmicos espalhados através de uma região da superfície da Terra acima da ferramenta de interior de poço e/ou localizada em um ou mais poços próximos; e derivar a estimativa de posição dos dados sísmicos.[0023] The method may further comprise: collecting seismic data from a plurality of seismic sensors spread across a region of the Earth's surface above the downhole tool and/or located in one or more nearby wells; and derive the position estimate from the seismic data.
[0024] A pluralidade de sensores sísmicos pode ser sensores de um arranjo de monitoramento de reservatório permanente e/ou um arranjo implantado temporariamente no leito marinho, e/ou sensores de interior de poço em poços. A pluralidade de sensores sísmicos pode compreender sensores 4D convencionais e/ou cabos DAS de fibra óptica. Os exemplos de sensores sísmicos adequados incluem geofones, hidrofones e acelerômetros.[0024] The plurality of seismic sensors may be sensors from a permanent reservoir monitoring array and/or an array temporarily deployed on the seabed, and/or downhole sensors in wells. The plurality of seismic sensors may comprise conventional 4D sensors and/or fiber optic DAS cables. Examples of suitable seismic sensors include geophones, hydrophones, and accelerometers.
[0025] O método pode compreender adicionalmente emitir a estimativa de trajeto de poço.[0025] The method may additionally comprise issuing the well path estimate.
[0026] A estimativa de trajeto de poço pode compreender um componente de trajeto vertical e um componente de trajeto lateral. O componente de trajeto vertical pode ser determinado com o uso das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. O componente de trajeto lateral pode ser determinado com o uso da estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0026] The well path estimate may comprise a vertical path component and a lateral path component. The vertical path component can be determined using navigation measurements from a downhole tool. The lateral path component can be determined using position estimation derived from seismic data.
[0027] O método pode compreender estimar o componente de trajeto vertical com o uso das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. O método pode compreender estimar o componente de trajeto lateral com o uso da estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0027] The method may comprise estimating the vertical path component using navigation measurements from a downhole tool. The method may comprise estimating the lateral path component using position estimation derived from seismic data.
[0028] O componente de trajeto vertical pode ser um perfil de profundidade. O componente de trajeto vertical pode descrever a profundidade (vertical verdadeira) do poço contra a profundidade medida. O componente de trajeto vertical pode compreender valores para a inclinação do poço. A inclinação do poço pode ser o ângulo entre o trajeto de poço e o eixo geométrico vertical.[0028] The vertical path component may be a depth profile. The vertical path component can describe the depth (true vertical) of the well versus the measured depth. The vertical path component may comprise values for the inclination of the well. The well inclination can be the angle between the well path and the vertical geometric axis.
[0029] O componente de trajeto lateral pode descrever a localização de avanço para o leste e avanço para o norte do poço contra a profundidade medida. O componente de trajeto lateral pode compreender valores para o azimute do trajeto de poço. O azimute pode ser o ângulo entre o trajeto de poço projetado em um plano horizontal ou lateral e o eixo geométrico de avanço para o norte.[0029] The lateral path component can describe the location of eastward advancement and northward advancement of the well against the measured depth. The lateral path component may comprise values for the azimuth of the well path. The azimuth can be the angle between the well path projected in a horizontal or lateral plane and the geometric axis of northward advancement.
[0030] A estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode ser usada ao determinar o componente de trajeto vertical estimado. As medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço podem ser usadas ao determinar o componente de trajeto lateral. Em alguns exemplos, ambas as medições de navegação e estimativa de posição de dados sísmicos podem ser usadas para determinar os componentes de trajeto vertical e lateral.[0030] Position estimation derived from seismic data can be used when determining the estimated vertical path component. Navigation measurements from a downhole tool can be used when determining the lateral path component. In some examples, both navigation measurements and position estimation from seismic data can be used to determine vertical and lateral path components.
[0031] Determinar a estimativa de trajeto de poço pode compreender estimar a trajetória de trajeto de poço com base em valores da inclinação e azimute do trajeto de poço em uma pluralidade de pontos (por exemplo, pontos de vigilância) ao longo do poço. O trajeto de poço trajetória também pode ter base na profundidade medida.[0031] Determining the well path estimate may comprise estimating the well path trajectory based on values of the inclination and azimuth of the well path at a plurality of points (e.g., surveillance points) along the well. The well path trajectory can also be based on the measured depth.
[0032] Os pontos de vigilância também podem ser conhecidos como pontos de estação de vigilância ou estações de vigilância.[0032] Surveillance points may also be known as surveillance station points or surveillance stations.
[0033] Os valores da inclinação podem ter base em medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. Os valores da inclinação podem ser dependentes de uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0033] Slope values may be based on navigation measurements from a downhole tool. Slope values may be dependent on a position estimate derived from seismic data.
[0034] Os valores do azimute podem ser derivados com o uso de uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0034] Azimuth values can be derived using a position estimate derived from seismic data.
[0035] A inclinação pode ser o ângulo entre o trajeto de poço e o eixo geométrico vertical (isto é, paralelo ao eixo geométrico de profundidade). O azimute pode ser o ângulo entre o trajeto de poço projetado em um plano horizontal ou lateral e uma direção de referência. Nesse caso, a direção de avanço para o norte é usada como a direção de referência.[0035] The inclination can be the angle between the well path and the vertical geometric axis (that is, parallel to the geometric depth axis). Azimuth can be the angle between the well path projected in a horizontal or lateral plane and a reference direction. In this case, the northward forward direction is used as the reference direction.
[0036] Os valores de localização para o trajeto de poço podem ser plotados a uma pluralidade de pontos espaçados ao longo do trajeto de poço. Esses pontos podem ser pontos de vigilância. Os pontos de vigilância podem ser espaçados como intervalos regulares ou irregulares - por exemplo, intervalos de profundidade medida. Como um exemplo, os pontos de vigilância podem estar localizados em intervalos de profundidade medida de 30 m ao longo do trajeto de poço.[0036] Location values for the well path can be plotted at a plurality of spaced points along the well path. These points can be surveillance points. Surveillance points can be spaced as regular or irregular intervals - for example, measured depth intervals. As an example, surveillance points may be located at 30 m measured depth intervals along the well path.
[0037] O método pode compreender usar a estimativa de trajeto de poço para prever o trajeto que o poço levará.[0037] The method may comprise using the well path estimate to predict the path that the well will take.
[0038] O método pode compreender usar a estimativa de trajeto de poço para prever o trajeto que o poço levará antes da ferramenta de interior de poço.[0038] The method may comprise using the well path estimate to predict the path that the well will take prior to the downhole tool.
[0039] O método pode ser usado ao perfurar um poço. O método pode permitir que um operador preveja o trajeto que o poço levará antes de uma broca de perfuratriz. O método para prever o trajeto que o poço levará pode compreender assumir que a curvatura de trajeto de poço atual seja mantida. O método para prever o trajeto em que o poço levará pode compreender prever que o trajeto de poço seguirá a curvatura atual.[0039] The method can be used when drilling a well. The method can allow an operator to predict the path the well will take before a drill bit. The method for predicting the path the well will take may involve assuming that the current well path curvature is maintained. The method for predicting the path the well will take may comprise predicting that the well path will follow the current curvature.
[0040] O método de curvatura mínima (descrito a seguir) assume que um trajeto de poço entre dois pontos siga um arco de um círculo. Prever o trajeto que um poço levará pode compreender assumir que esse arco de círculo continuará a ser seguido.[0040] The minimum curvature method (described below) assumes that a well path between two points follows an arc of a circle. Predicting the path a well will take may involve assuming that this arc of a circle will continue to be followed.
[0041] O método pode compreender adicionalmente determinar a estimativa de trajeto de poço com o uso do método de curvatura mínima com um parâmetro obtido com o uso de um processo de otimização.[0041] The method may further comprise determining the well path estimate using the minimum curvature method with a parameter obtained using an optimization process.
[0042] O processo de otimização pode obter uma pluralidade de parâmetros para determinar a estimativa de trajeto de poço com o uso do método de curvatura mínima.[0042] The optimization process can obtain a plurality of parameters to determine the well path estimate using the minimum curvature method.
[0043] O parâmetro (ou parâmetros) obtidos com o uso de um processo de otimização podem ser um valor de azimute. O parâmetro (ou parâmetros) obtido com o uso de um processo de otimização pode compreender um valor de azimute[0043] The parameter (or parameters) obtained using an optimization process may be an azimuth value. The parameter (or parameters) obtained using an optimization process may comprise an azimuth value
[0044] O parâmetro (ou parâmetros) obtido com o uso de um processo de otimização pode ser um valor de inclinação. O parâmetro (ou parâmetros) obtido com o uso de um processo de otimização pode compreender um valor de inclinação.[0044] The parameter (or parameters) obtained using an optimization process may be a slope value. The parameter (or parameters) obtained using an optimization process may comprise a slope value.
[0045] O processo de otimização pode compreender: determinar uma distância entre uma definição geral de um trajeto de poço modelado com o uso do método de curvatura mínima e da estimativa de posição derivada de dados sísmicos; e minimizar uma função objetiva com base na distância e iniciar a partir das medições de navegação para obter o parâmetro para a estimativa de trajeto de poço.[0045] The optimization process may comprise: determining a distance between a general definition of a well path modeled using the minimum curvature method and the position estimate derived from seismic data; and minimize an objective function based on distance and start from navigation measurements to obtain the parameter for well path estimation.
[0046] A definição geral de um trajeto de poço modelado com o uso do modelo de curvatura mínima pode ser descrita por equações-padrão usadas para determinar os dados valores de trajeto de poço da profundidade medida, inclinação, azimute e um primeiro ponto de trajeto de poço.[0046] The general definition of a well path modeled using the minimum curvature model can be described by standard equations used to determine the given well path values of measured depth, inclination, azimuth and a first path point of well.
[0047] A distância pode ser uma função. A distância pode ser expressa em termos dos parâmetros usados no método de curvatura mínima e dos valores da estimativa de posição derivados de dados sísmicos. A distância pode ser expressa em termos de alguns ou todos de: profundidade medida, inclinação, azimute e estimativas de posição de dados sísmicos.[0047] Distance can be a function. The distance can be expressed in terms of the parameters used in the minimum curvature method and the position estimate values derived from seismic data. Distance can be expressed in terms of some or all of: measured depth, slope, azimuth, and position estimates from seismic data.
[0048] A distância pode ser uma distância lateral.[0048] The distance may be a lateral distance.
[0049] A distância pode ser uma distância lateral quando o processo de otimização determina um valor de azimute (ou valores de azimute) para a estimativa de trajeto de poço.[0049] The distance may be a lateral distance when the optimization process determines an azimuth value (or azimuth values) for the well path estimate.
[0050] A distância pode ser uma distância vertical.[0050] The distance may be a vertical distance.
[0051] A distância pode ser uma distância vertical quando o processo de otimização determina um valor de inclinação (ou valores de inclinação) para a estimativa de trajeto de poço.[0051] The distance may be a vertical distance when the optimization process determines a slope value (or slope values) for the well path estimate.
[0052] A distância pode ser uma distância absoluta.[0052] The distance can be an absolute distance.
[0053] A distância pode ser uma distância absoluta quando o processo de otimização determina valores de azimute e inclinação para a estimativa de trajeto de poço.[0053] The distance may be an absolute distance when the optimization process determines azimuth and inclination values for the well path estimate.
[0054] Determinar a distância lateral entre uma definição geral de um trajeto de poço modelado com o uso do método de curvatura mínima e da estimativa de posição derivada de dados sísmicos pode compreender: identificar um arco da definição geral de um trajeto de poço modelado com o uso do método de curvatura mínima que está mais próximo à estimativa de posição derivada de dados sísmicos; projetar a estimativa de posição derivada de dados sísmicos verticalmente ao plano expandido pelo arco; e usar a geometria do plano expandido pelo arco para derivar a distância lateral mínima entre a estimativa de posição derivada de dados sísmicos e o arco; usar essa distância lateral mínima derivada como a distância lateral.[0054] Determining the lateral distance between a general definition of a well path modeled using the minimum curvature method and position estimation derived from seismic data may comprise: identifying an arc of the general definition of a well path modeled with the use of the minimum curvature method that is closest to the position estimate derived from seismic data; projecting the position estimate derived from seismic data vertically to the arc-expanded plane; and use the geometry of the plane spanned by the arch to derive the minimum lateral distance between the position estimate derived from seismic data and the arch; use this derived minimum lateral distance as the lateral distance.
[0055] No caso em que a distância for uma distância lateral, o processo de otimização pode compreender minimizar uma função objetiva, tal como: [0055] In the case where the distance is a lateral distance, the optimization process may comprise minimizing an objective function, such as:
[0056] No caso em que ΦminMD é o valor de azimute no primeiro ponto de vigilância que é considerado, ΦN é o valor de azimute no último ponto de vigilância que é considerado e dj é a distância lateral, ou absoluta derivada, conforme descrito anteriormente.[0056] In the case where ΦminMD is the azimuth value at the first surveillance point that is considered, ΦN is the azimuth value at the last surveillance point that is considered and dj is the lateral, or absolute, distance derived, as described previously .
[0057] A minimização da função objetiva pode ser obtida com o uso de qualquer método conhecido.[0057] Minimization of the objective function can be obtained using any known method.
[0058] As medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço são usadas no processo de otimização.[0058] Navigation measurements from a downhole tool are used in the optimization process.
[0059] Os valores das medições de navegação podem ser usados como um ponto inicial para o processo de otimização. Os valores do azimute e/ou inclinação e/ou profundidade medida das medições de navegação podem ser usados no processo de otimização. Os valores do azimute e/ou inclinação e/ou profundidade medida das medições de navegação podem ser usados como pontos iniciais para o processo de otimização.[0059] The navigation measurement values can be used as a starting point for the optimization process. The azimuth and/or inclination values and/or measured depth from navigation measurements can be used in the optimization process. The azimuth and/or inclination values and/or measured depth from navigation measurements can be used as starting points for the optimization process.
[0060] Usar o método de curvatura mínima para determinar a estimativa de trajeto de poço pode compreender adicionalmente usar um segundo parâmetro. O segundo parâmetro pode ser das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. As medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço também podem ser usadas para determinar a estimativa de trajeto de poço com o uso do método de curvatura mínima.[0060] Using the minimum curvature method to determine the well path estimate may further comprise using a second parameter. The second parameter can be from the navigation measurements of a downhole tool. Navigation measurements from a downhole tool can also be used to determine the well path estimate using the minimum curvature method.
[0061] Conforme notado anteriormente, o método de curvatura mínima exige valores de azimute, inclinação e profundidade medida. No caso em que o processo de otimização é usado para determinar um ou dois dos parâmetros usados no método de curvatura mínima, os outros parâmetros podem ser fornecidos por medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. O parâmetro obtido com o uso de um processo de otimização pode ser combinado com medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço para determinar a estimativa de trajeto de poço.[0061] As noted previously, the minimum curvature method requires measured azimuth, inclination and depth values. In the case where the optimization process is used to determine one or two of the parameters used in the minimum curvature method, the other parameters may be provided by navigation measurements from a downhole tool. The parameter obtained using an optimization process can be combined with navigation measurements from a downhole tool to determine the well path estimate.
[0062] O método de curvatura mínima pode usar valores de inclinação das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. O método de curvatura mínima também pode usar valores de profundidade medida das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0062] The minimum curvature method can use slope values from navigation measurements of a downhole tool. The minimum curvature method can also use measured depth values from navigation measurements of a downhole tool.
[0063] O processo de otimização pode obter apenas alguns - por exemplo um, ou dois - dos parâmetros exigidos para determinar o trajeto de poço. Por exemplo, o processo de otimização pode obter apenas o valor de azimute (ou valores de azimute); nesse caso, as medições de navegação para a inclinação (e/ou os valores de profundidade medida) também podem ser usados para determinar a estimativa de trajeto de poço com o uso do método de curvatura mínima.[0063] The optimization process may obtain only some - for example one, or two - of the parameters required to determine the well path. For example, the optimization process may obtain only the azimuth value (or azimuth values); in this case, navigation measurements for slope (and/or measured depth values) can also be used to determine the well path estimate using the minimum curvature method.
[0064] Em outros exemplos, o processo de otimização pode obter o valor de azimute e de inclinação (ou valores de azimute e inclinação); nesse caso, as medições de navegação para os valores de profundidade medida podem ser combinadas com os parâmetros obtidos da otimização para determinar a estimativa de trajeto de poço.[0064] In other examples, the optimization process may obtain the azimuth and inclination value (or azimuth and inclination values); in this case, the navigation measurements for the measured depth values can be combined with the parameters obtained from the optimization to determine the well path estimate.
[0065] No caso em que a estimativa de posição derivada de dados sísmicos é usada para aprimorar a precisão lateral e vertical da estimativa de posição de poço, ambos os valores de inclinação e azimute podem ser identificados em que minimizam uma função objetiva, conforme descrito anteriormente.[0065] In the case where the position estimate derived from seismic data is used to improve the lateral and vertical accuracy of the well position estimate, both inclination and azimuth values can be identified that minimize an objective function, as described previously.
[0066] A alteração nos valores de azimute e/ou inclinação para a estimativa de trajeto de poço aprimorada, em comparação com as medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço, pode ser constrita. No caso em que um processo de otimização é usado para identificar valores de azimute e/ou inclinação para a estimativa de trajeto de poço aprimorada, a faixa de valores de azimute e/ou inclinação pode ser constrita ao redor das medições de navegação correspondentes de uma ferramenta de interior de poço. Por exemplo, a faixa de valores de azimute e/ou inclinação pode ser constrita com base na precisão conhecida dos valores medidos. Como um exemplo específico, a faixa de valores de azimute e/ou inclinação pode ser constrita por uma ligação superior e inferior com um valor de ±0,74° ao redor dos valores de azimute e/ou inclinação das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0066] The change in azimuth and/or inclination values for improved well path estimation, compared to navigation measurements from a downhole tool, may be constrained. In the case where an optimization process is used to identify azimuth and/or inclination values for improved well path estimation, the range of azimuth and/or inclination values may be constrained around the corresponding navigation measurements of a downhole tool. For example, the range of azimuth and/or inclination values may be constrained based on the known accuracy of the measured values. As a specific example, the range of azimuth and/or inclination values may be constrained by an upper and lower link with a value of ±0.74° around the azimuth and/or inclination values of a tool's navigation measurements. inside a well.
[0067] A estimativa de trajeto de poço aprimorada pode ser calculada com o uso dos valores de azimute e/ou inclinação determinados com o uso do processo de otimização.[0067] The improved well path estimate can be calculated using the azimuth and/or inclination values determined using the optimization process.
[0068] O método de curvatura mínima usado no presente método também pode usar valores de profundidade medida que são obtidos por medições de uma maneira conhecida, por exemplo, medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0068] The minimum curvature method used in the present method may also use measured depth values that are obtained by measurements in a known manner, for example, navigation measurements of a downhole tool.
[0069] Na presente revelação, uma trajetória de poço determinada com o uso de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço é referida como uma estimativa de trajeto de poço inicial ou uma posição de poço inicial. A estimativa de trajeto de poço determinada com o uso de ambas as medições de navegação e estimativas de posição de dados sísmicos pode ser referida como uma “posição de poço aprimorada”.[0069] In the present disclosure, a well path determined using navigation measurements from a downhole tool is referred to as an initial well path estimate or an initial well position. The well path estimate determined using both navigation measurements and position estimates from seismic data can be referred to as an “improved well position.”
[0070] Em outros exemplos, o método pode compreender: obter uma estimativa de trajeto de poço inicial com base em medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. O método pode compreender adicionalmente usar a estimativa de posição derivada de dados sísmicos e a estimativa de trajeto de poço inicial para calcular uma estimativa de trajeto de poço aprimorada. A estimativa de trajeto de poço pode ser a estimativa de trajeto de poço aprimorada.[0070] In other examples, the method may comprise: obtaining an initial well path estimate based on navigation measurements from a downhole tool. The method may further comprise using the position estimate derived from seismic data and the initial well path estimate to calculate an improved well path estimate. The well path estimation can be the improved well path estimation.
[0071] A estimativa de trajeto de poço inicial pode incorporar as medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0071] The initial well path estimate may incorporate navigation measurements from a downhole tool.
[0072] O método pode compreender receber, ou calcular uma estimativa de trajeto de poço inicial. O método pode incluir adicionalmente qualquer um dos a seguir: receber medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço, processar as medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço, usar as medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço para calcular uma estimativa de trajeto de poço inicial e/ou receber uma estimativa de trajeto de poço inicial com base em medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0072] The method may comprise receiving, or calculating an initial well path estimate. The method may additionally include any of the following: receiving navigation measurements from a downhole tool, processing navigation measurements from a downhole tool, using navigation measurements from a downhole tool to calculate an initial well path estimate and/or receive an initial well path estimate based on navigation measurements from a downhole tool.
[0073] A estimativa de trajeto de poço inicial pode ser calculada a partir das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. Obter uma estimativa de trajeto de poço inicial pode compreender calcular uma estimativa de trajeto de poço inicial com o uso de um método de curvatura mínima com valores da inclinação e azimute com base em medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0073] The initial well path estimate can be calculated from the navigation measurements of a downhole tool. Obtaining an initial well path estimate may comprise calculating an initial well path estimate using a minimum curvature method with inclination and azimuth values based on navigation measurements from a downhole tool.
[0074] O método pode compreender adicionalmente determinar uma medida de incerteza da estimativa de trajeto de poço. A medida de incerteza lateral da estimativa de trajeto de poço pode ser independente de uma profundidade medida.[0074] The method may further comprise determining a measure of uncertainty of the well path estimate. The lateral uncertainty measure of the well path estimate can be independent of a measured depth.
[0075] Uma medida vertical (ou de profundidade) de incerteza da estimativa de trajeto de poço pode ser independente de uma profundidade medida. Quando as dimensões verticais e laterais da estimativa de trajeto de poço são determinadas com o uso de estimativas de posição derivadas de dados sísmicos, a medida de incerteza nas dimensões verticais e laterais pode ser independente de uma profundidade medida.[0075] A vertical (or depth) measure of uncertainty of the well path estimate may be independent of a measured depth. When the vertical and lateral dimensions of the well path estimate are determined using position estimates derived from seismic data, the measure of uncertainty in the vertical and lateral dimensions may be independent of a measured depth.
[0076] A medida de incerteza para uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos é independente de profundidade e outras estimativas de posição. Consequentemente, usar a estimativa de posição derivada de dados sísmicos fornece um perfil de incerteza que não é cumulativo e não aumenta com a profundidade medida.[0076] The uncertainty measure for a position estimate derived from seismic data is independent of depth and other position estimates. Consequently, using the position estimate derived from seismic data provides an uncertainty profile that is not cumulative and does not increase with measured depth.
[0077] A medida de incerteza pode ser calculada com o uso de uma distribuição estatística de residuais entre a estimativa de trajeto de poço e a estimativa de posição (ou estimativas de posição) derivada de dados sísmicos. Um exemplo específico de uma distribuição adequada pode ser a t-distribuição.[0077] The uncertainty measure can be calculated using a statistical distribution of residuals between the well path estimate and the position estimate (or position estimates) derived from seismic data. A specific example of a proper distribution might be the t-distribution.
[0078] Os residuais podem ser “distâncias” hipotéticas entre a estimativa de trajeto de poço e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0078] Residuals can be hypothetical “distances” between the well path estimate and a position estimate derived from seismic data.
[0079] Determinar uma medida da incerteza pode compreender calcular uma medida individual para toda a estimativa de trajeto de poço com o uso de uma distribuição estatística de residuais entre a estimativa de trajeto de poço e estimativas de posição derivadas de dados sísmicos.[0079] Determining a measure of uncertainty may comprise calculating an individual measure for the entire well path estimate using a statistical distribution of residuals between the well path estimate and position estimates derived from seismic data.
[0080] Alternativamente, determinar uma medida da incerteza pode compreender calcular uma pluralidade de medidas independentes para diferentes seções da estimativa de trajeto de poço com o uso de uma distribuição estatística de residuais entre a estimativa de trajeto de poço e estimativas de posição derivadas de dados sísmicos.[0080] Alternatively, determining a measure of uncertainty may comprise calculating a plurality of independent measurements for different sections of the well path estimate using a statistical distribution of residuals between the well path estimate and data-derived position estimates. seismic.
[0081] Por exemplo, uma medida de incerteza pode ser calculada para cada poço abrangido entre dois pontos de vigilância consecutivos.[0081] For example, an uncertainty measure can be calculated for each well spanned between two consecutive surveillance points.
[0082] Uma única medida de incerteza lateral P% pode ser fornecida para toda a estimativa de trajeto de poço (de um ponto inicial, minMD) e pode ser dada pelo seguinte: no caso em que M é o número de estimativas de posição derivadas de dados sísmicos para a porção do poço sendo considerada, N é o número de pontos de vigilância ao longo do trajeto de poço, dj é o residual (“distância”) entre a estimativa de posição derivada de dados sísmicos e a estimativa de trajeto de poço e t(P,df) dá a distribuição de estudante P% para os graus df de liberdade.[0082] A single P% lateral uncertainty measure can be provided for the entire well path estimate (from a starting point, minMD) and can be given by the following: in the case where M is the number of position estimates derived from seismic data for the portion of the well being considered, N is the number of surveillance points along the well path, dj is the residual (“distance”) between the position estimate derived from seismic data and the well path estimate et(P,df) gives the P% student distribution for the df degrees of freedom.
[0083] Um valor de P=0,99 (99% de elipse de incerteza) pode ser usado.[0083] A value of P=0.99 (99% ellipse of uncertainty) can be used.
[0084] O cálculo de uma medida da incerteza para uma pluralidade de seções de trajeto de poço pode ser obtido somando-se as estimativas de posição Mi derivadas de dados sísmicos que pertencem ao segmento i e Mi - 1 graus de liberdade em t(P,df).[0084] The calculation of a measure of uncertainty for a plurality of well path sections can be obtained by summing the position estimates Mi derived from seismic data belonging to segment i and Mi - 1 degrees of freedom at t(P, df).
[0085] Derivar a estimativa de posição de dados sísmicos pode compreender qualquer um dos métodos descritos no presente documento.[0085] Deriving position estimation from seismic data may comprise any of the methods described herein.
[0086] Derivar a estimativa de posição de dados sísmicos pode compreender qualquer um, ou todos, de: a) coletar dados sísmicos de uma pluralidade de sensores sísmicos espalhados por uma região da superfície da Terra a cima de uma broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído e/ou localizada em um ou mais poços próximos; b) pré-processar os dados sísmicos para melhorar uma contribuição de ruído gerado por broca de perfuratriz ou fonte de ruído; c) definir um conjunto de pontos em uma grade em espaço tridimensional que inclui uma posição esperada da broca de perfuratriz ou fonte de ruído; d) computar tempos de deslocamento para ondas sísmicas de cada dito ponto para cada localização de sensor sísmico; e) para cada dito ponto, usar os dados sísmicos pré-processados, dados de localização de sensor e tempos de deslocamento computados para computar uma pilha de semelhança de dados sísmicos corrigidos de tempo de deslocamento em uma janela de tempo; f) determinar a localização de grade da semelhança máxima e encaixar uma função tridimensional ao redor dessa localização de grade; e g) identificar a localização de um máximo da função tridimensional e usar o mesmo como a estimativa derivada de dados sísmicos.[0086] Deriving position estimation from seismic data may comprise any, or all, of: a) collecting seismic data from a plurality of seismic sensors spread over a region of the Earth's surface above a drill bit or other source noise and/or located in one or more nearby wells; b) preprocess the seismic data to improve the noise contribution generated by the drill bit or noise source; c) defining a set of points on a grid in three-dimensional space that includes an expected position of the drill bit or noise source; d) computing travel times for seismic waves from each said point to each seismic sensor location; e) for each said point, use the preprocessed seismic data, sensor location data and computed travel times to compute a similarity stack of travel time corrected seismic data in a time window; f) determine the grid location of maximum similarity and fit a three-dimensional function around that grid location; and g) identify the location of a maximum of the three-dimensional function and use it as the estimate derived from seismic data.
[0087] Os métodos, de acordo com a revelação, podem ser usados como parte de uma operação de perfuração.[0087] The methods, according to the disclosure, can be used as part of a drilling operation.
[0088] O fornecimento de uma estimativa de trajeto de poço mais precisa permitir um maior grau de confiabilidade e controle ao perfurar poços. Uma operação de perfuração pode ser atualizada ou revisada em luz de uma estimativa de trajeto de poço fornecida pela presente revelação. Uma operação de perfuração pode ser otimizada, ou aprimorada com o uso da estimativa de trajeto de poço. Os métodos, de acordo com a presente revelação, podem permitir que parâmetros de perfuração sejam atualizados em luz de uma estimativa de trajeto de poço a fim de aprimorar a precisão de uma operação de perfuração decorrente com relação à trajetória de poço desejada.[0088] Providing a more accurate well path estimate allows for a greater degree of reliability and control when drilling wells. A drilling operation may be updated or revised in light of a well path estimate provided by the present disclosure. A drilling operation can be optimized, or improved, with the use of well path estimation. The methods, in accordance with the present disclosure, can allow drilling parameters to be updated in light of a well path estimate in order to improve the accuracy of an ongoing drilling operation with respect to the desired well path.
[0089] Os métodos revelados atualmente podem ser usados para direcionamento geológico em tempo real. A estimativa de posição de poço pode ser atualizada em tempo real durante uma operação de perfuração, permitindo que um operador ajuste parâmetros de perfuração com relação às estimativas de posição de poço.[0089] The currently disclosed methods can be used for real-time geological targeting. The well position estimate can be updated in real time during a drilling operation, allowing an operator to adjust drilling parameters with respect to the well position estimates.
[0090] Adicionalmente, de acordo com a revelação é um método de direcionamento geológico, sendo que o método compreende: estimar uma posição do trajeto de poço com o uso de um método, conforme descrito em qualquer lugar no presente documento; e controlar broca de perfuratriz, em resposta à posição estimada do trajeto de poço para seguir uma trajetória de poço desejada.[0090] Additionally, according to the disclosure it is a geological targeting method, the method comprising: estimating a well path position using a method, as described elsewhere in this document; and controlling drill bit in response to the estimated position of the well path to follow a desired well trajectory.
[0091] Os métodos, de acordo com a presente revelação, podem ser realizados por um processador, como parte de um sistema de computador. Consequentemente, a presente revelação fornece um sistema que compreende um processador e dispositivo de armazenamento. O dispositivo de armazenamento compreende instruções que, quando executadas pelo processador, fazem com que o processador realize um método, conforme descrito no presente documento[0091] The methods, according to the present disclosure, can be carried out by a processor, as part of a computer system. Accordingly, the present disclosure provides a system comprising a processor and storage device. The storage device comprises instructions that, when executed by the processor, cause the processor to perform a method as described herein.
[0092] De acordo com a revelação, é fornecido uma mídia de suporte que compreende um código legível por computador configurado para fazer com que um computador realize um método, conforme descrito em qualquer lugar no presente documento.[0092] According to the disclosure, there is provided a supporting medium comprising a computer readable code configured to cause a computer to perform a method as described elsewhere herein.
[0093] Adicionalmente, de acordo com a revelação, é fornecido um programa de computador que contém instruções que, quando executadas por um computador, fazem com que o computador realize o método descrito no presente documento.[0093] Additionally, according to the disclosure, a computer program is provided that contains instructions that, when executed by a computer, cause the computer to perform the method described herein.
[0094] Os métodos podem ser métodos implementados por computador. Uma vez que alguns métodos, de acordo com a presente revelação, podem ser implementados por software, algumas modalidades abrangem códigos de computador fornecidos a um computador de propósito geral em qualquer mídia de suporte adequado. A mídia de suporte pode compreender qualquer mídia de armazenamento, tal como um disquete, um CD ROM, um dispositivo magnético ou um dispositivo de memória programável, ou qualquer mídia transiente tal como qualquer sinal, por exemplo, um sinal elétrico, óptico ou de micro-ondas. A mídia de suporte pode compreender uma mídia de armazenamento legível por computador não transitório.[0094] The methods may be computer-implemented methods. Since some methods in accordance with the present disclosure can be implemented by software, some embodiments encompass computer codes provided to a general purpose computer on any suitable supporting media. The supporting media may comprise any storage media, such as a floppy disk, a CD ROM, a magnetic device, or a programmable memory device, or any transient media such as any signal, for example, an electrical, optical, or microcircuit signal. -waves. The supporting media may comprise non-transitory computer-readable storage media.
[0095] De acordo com a revelação, é fornecido um método de estimar a posição atual de uma broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído dentro de uma formação de subsuperfície da Terra. O método compreende as seguintes etapas: a) coletar dados sísmicos de uma pluralidade de sensores sísmicos espalhados por uma região da superfície da Terra acima da broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído e/ou localizados em um ou mais poços próximos; b) pré-processar os dados sísmicos para melhorar uma contribuição de ruído gerado por broca de perfuratriz ou fonte de ruído; c) definir um conjunto de pontos em uma grade em um espaço tridimensional que inclui uma posição esperada da broca de perfuratriz ou fonte de ruído; d) computar tempos de deslocamento para ondas sísmicas de cada dito ponto para cada localização de sensor sísmico; e) para cada dito ponto, usar os dados sísmicos pré- processados, dados de localização de sensor e tempos de deslocamento computados para computar uma pilha de semelhança de dados sísmicos corrigidos de tempo de deslocamento em uma janela de tempo; f) determinar a localização de grade da semelhança máxima e encaixar uma função tridimensional ao redor dessa localização de grade; e g) identificar a localização de um máximo da função tridimensional e usar a mesma como uma estimativa da posição atual da broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído.[0095] According to the disclosure, there is provided a method of estimating the current position of a drill bit or other noise source within a subsurface formation of the Earth. The method comprises the following steps: a) collecting seismic data from a plurality of seismic sensors spread over a region of the Earth's surface above the drill bit or other noise source and/or located in one or more nearby wells; b) preprocess the seismic data to improve the noise contribution generated by the drill bit or noise source; c) defining a set of points on a grid in three-dimensional space that includes an expected position of the drill bit or noise source; d) computing travel times for seismic waves from each said point to each seismic sensor location; e) for each said point, use the preprocessed seismic data, sensor location data and computed travel times to compute a similarity stack of travel time corrected seismic data in a time window; f) determine the grid location of maximum similarity and fit a three-dimensional function around that grid location; and g) identify the location of a maximum of the three-dimensional function and use it as an estimate of the current position of the drill bit or other noise source.
[0096] A estimativa da posição atual da broca de perfuratriz pode corresponder a uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos.[0096] The current position estimate of the drill bit may correspond to a position estimate derived from seismic data.
[0097] A função tridimensional pode ser um polinomial de segundo grau.[0097] The three-dimensional function can be a second degree polynomial.
[0098] As etapas a) a g) podem ser repetidas por janelas de tempo consecutivo para obter uma estimativa de uma posição e trajetória de poço. As janelas de tempo podem se sobrepor ou podem ser espaçadas em tempo.[0098] Steps a) to g) can be repeated for consecutive time windows to obtain an estimate of a well position and trajectory. Time windows may overlap or may be spaced apart in time.
[0099] O método pode compreender passar uma fonte de ruído ao longo de um poço pré-existente para obter uma estimativa da posição de poço e trajetória do poço.[0099] The method may comprise passing a noise source along a pre-existing well to obtain an estimate of the well position and well trajectory.
[0100] O método pode compreender perfurar um novo poço com uma broca de perfuratriz de uma montagem de perfuração.[0100] The method may comprise drilling a new well with a drill bit from a drilling assembly.
[0101] A pluralidade de sensores sísmicos pode ser sensores de um arranjo de monitoramento de reservatório permanente e/ou um arranjo implantado temporariamente no leito marinho, e/ou sensores de interior de poço em poços.[0101] The plurality of seismic sensors may be sensors from a permanent reservoir monitoring array and/or an array temporarily deployed on the seabed, and/or downhole sensors in wells.
[0102] A pluralidade de sensores sísmicos pode compreender sensores 4D convencionais e/ou cabos DAS de fibra óptica. Os exemplos de sensores sísmicos adequados incluem geofones, hidrofones e acelerômetros.[0102] The plurality of seismic sensors may comprise conventional 4D sensors and/or fiber optic DAS cables. Examples of suitable seismic sensors include geophones, hydrophones, and accelerometers.
[0103] O pré-processamento pode compreender o uso de um filtro de passe de banda, um filtro mediano de FX, um somatório PZ e um filtro de subespaço.[0103] Preprocessing may comprise the use of a bandpass filter, an FX median filter, a PZ summation, and a subspace filter.
[0104] A janela de tempo pode ser dentre 20 e 120 segundos em duração.[0104] The time window can be between 20 and 120 seconds in length.
[0105] A etapa g) pode compreender adicionalmente identificar um valor do dito máximo e usar o mesmo para determinar um nível de ruído na dita broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído.[0105] Step g) may further comprise identifying a value of said maximum and using the same to determine a noise level in said drill bit or other noise source.
[0106] As modalidades preferenciais da revelação serão descritas agora, apenas a título de exemplo, com referência aos desenhos em anexo.[0106] The preferred embodiments of the disclosure will now be described, by way of example only, with reference to the attached drawings.
[0107] A Figura 1 é um fluxograma que ilustra as etapas gerais de derivar uma estimativa de posição de dados sísmicos;[0107] Figure 1 is a flow chart illustrating the general steps of deriving a position estimate from seismic data;
[0108] A Figura 2 ilustra esquematicamente um procedimento para estimar a posição de uma broca de perfuratriz enquanto perfurando-se um poço submerso com o uso de dados submersos;[0108] Figure 2 schematically illustrates a procedure for estimating the position of a drill bit while drilling a submerged well using submerged data;
[0109] A Figura 3 mostra, para um poço exemplificativo, o valor de semelhança máxima observado e a taxa de penetração (ROP) e rotações por minuto (RPM) da broca de perfuratriz como uma função de tempo;[0109] Figure 3 shows, for an exemplary well, the observed maximum similarity value and the rate of penetration (ROP) and revolutions per minute (RPM) of the drill bit as a function of time;
[0110] A Figura 4 mostra a posição de semelhança máxima para um poço exemplificativo em uma profundidade medida de aproximadamente 1500 m;[0110] Figure 4 shows the maximum similarity position for an exemplary well at a measured depth of approximately 1500 m;
[0111] A Figura 5 mostra a posição de semelhança máxima para um poço exemplificativo em uma profundidade medida de aproximadamente 3500 m;[0111] Figure 5 shows the maximum similarity position for an exemplary well at a measured depth of approximately 3500 m;
[0112] A Figura 6 mostra uma posição de semelhança máxima para um poço exemplificativo em uma profundidade medida de aproximadamente 6500 m;[0112] Figure 6 shows a position of maximum similarity for an exemplary well at a measured depth of approximately 6500 m;
[0113] A Figura 7 é um fluxograma que ilustra as ações para estimar uma posição de um trajeto de poço, de acordo com a revelação;[0113] Figure 7 is a flowchart illustrating the actions to estimate a position of a well path, according to the disclosure;
[0114] A Figura 8 mostra posições derivadas de dados sísmicos, uma estimativa de trajeto de poço inicial e uma estimativa de trajeto de poço aprimorada;[0114] Figure 8 shows positions derived from seismic data, an initial well path estimate, and an improved well path estimate;
[0115] As Figuras 9A e 9B ilustram esquematicamente métodos de curvatura mínimos para estimar posições de trajeto de poço;[0115] Figures 9A and 9B schematically illustrate minimum curvature methods for estimating well path positions;
[0116] As Figuras 10A a 10D mostram posições derivadas de dados sísmicos, uma estimativa de trajeto de poço inicial, uma estimativa de trajeto de poço aprimorada, uma elipse de incerteza para a estimativa de trajeto de poço inicial e uma elipse de incerteza para a estimativa de trajeto de poço aprimorada para um poço exemplar;[0116] Figures 10A to 10D show positions derived from seismic data, an initial well path estimate, an improved well path estimate, an uncertainty ellipse for the initial well path estimate, and an uncertainty ellipse for the improved well path estimation for an exemplary well;
[0117] As Figuras 11A a 11G mostram comparações da estimativa de trajeto de poço inicial e da estimativa de trajeto de poço aprimorada; e[0117] Figures 11A to 11G show comparisons of the initial well path estimate and the improved well path estimate; It is
[0118] As Figuras 12A a 12G mostram as diferenças entre a estimativa de trajeto de poço inicial e a estimativa de trajeto de poço aprimorada.[0118] Figures 12A to 12G show the differences between the initial well path estimate and the improved well path estimate.
[0119] As Figuras 1 a 6 demonstram geralmente métodos para derivar estimativas de posição de dados sísmicos, para o uso na presente revelação.[0119] Figures 1 to 6 generally demonstrate methods for deriving position estimates from seismic data, for use in the present disclosure.
[0120] Um método de estimar a posição atual de uma broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído dentro da coluna de perfuração ou montagem de fundo de poço (BHA) ou em uma formação de subsuperfície da Terra é descrita a seguir. Esse método pode fornecer a estimativa de posição derivada de métodos usados de dados sísmicos para estimar uma posição de poço.[0120] A method of estimating the current position of a drill bit or other source of noise within the drill string or downhole assembly (BHA) or in a subsurface formation of the Earth is described below. This method can provide the position estimate derived from methods used from seismic data to estimate a well position.
[0121] O método proposto rastreia ruído de operações de perfuração ou outras fontes de ruído dentro de dados sísmicos passivos. Os dados são analisados para obter medições independentes de uma posição de poço, das quais não sofrem de uma acumulação de erro com profundidade medida. Isso permite que o trajeto de poço seja localizado lateralmente com uma precisão mais alta que pode ser obtida com medições giroscópicas e magnéticas convencionais. Para um poço horizontal 6500 m em comprimento, por exemplo, a incerteza posicional lateral do trajeto de poço pode ser reduzida de 60 m para aproximadamente 15 m. O método proposto sustenta um posicionamento de poço aprimorado reduzindo-se a incerteza de posição lateral durante a perfuração, em tempo real. O risco de eventos adversos, por exemplo, perfurar poços preenchidos muito próximos a produtores ou zonas de perigo já existentes, tais como falhas, bolsas de gás, longarinas etc., também pode ser reduzido.[0121] The proposed method tracks noise from drilling operations or other noise sources within passive seismic data. The data is analyzed to obtain independent measurements of a well position, which do not suffer from an accumulation of error with measured depth. This allows the well path to be located laterally with a higher accuracy than can be achieved with conventional gyroscopic and magnetic measurements. For a horizontal well 6500 m in length, for example, the lateral positional uncertainty of the well path can be reduced from 60 m to approximately 15 m. The proposed method supports improved well positioning by reducing lateral position uncertainty during drilling, in real time. The risk of adverse events, for example drilling filled wells too close to existing producers or danger zones such as faults, gas pockets, spars etc., can also be reduced.
[0122] Os arranjos de monitoramento de reservatório implantados permanentemente (PRM) fornecem gravações de ruído de antecedentes contínuos, o que equivale a Terabytes de dados sísmicos passivos a cada dia. Os dados passivos podem, portanto, ser medidos com o uso de um sistema de PRM existente. Consequentemente, para campos equipados com PRM, o método fornece informações precisas e complementares em custos extra mínimos, para posicionamento de poço em real-tempo que pode ser usado para realizar decisões durante operações de perfuração.[0122] Permanently deployed reservoir monitoring (PRM) arrays provide continuous background noise recordings, which equates to Terabytes of passive seismic data each day. Passive data can therefore be measured using an existing PRM system. Consequently, for fields equipped with PRM, the method provides accurate and complementary information at minimal overhead, for real-time well positioning that can be used to make decisions during drilling operations.
[0123] O método para fornecer uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos tem base na computação, com o uso de uma técnica de análise de semelhança conhecida, da pilha de semelhança de dados sísmicos passivos. A pilha é computada em conjunto com curvas de tempo de deslocamento de cada ponto de grade em um volume de subsuperfície para sensores sísmicos selecionados no leito marinho (ou superfície terrestre). O método também pode ser usado para detectar problemas de perfuração transientes repentinos (por exemplo, falha de forro) e eventos induzidos por perfuração no volume de subsuperfície analisada.[0123] The method for providing a position estimate derived from seismic data is based on computing, using a known similarity analysis technique, the similarity stack of passive seismic data. The stack is computed in conjunction with travel time curves from each grid point in a subsurface volume to selected seismic sensors on the seabed (or land surface). The method can also be used to detect sudden transient drilling problems (e.g., liner failure) and drilling-induced events in the analyzed subsurface volume.
[0124] A Figura 1 é um fluxograma que ilustra as etapas gerais do método de determinação de localização de poço de subsuperfície. O método compreende as etapas de: 51) Coletar dados sísmicos passivos; 52) Pré-processar os dados coletados; 53) Definir uma grade 3D ao redor da posição de broca de perfuratriz esperada; 54) Computar tempos de deslocamento de cada ponto de grade para sensores selecionados; 55) Computar uma pilha de semelhança de dados corrigidos de tempo de deslocamento para cada ponto de grade; 56) Localizar a semelhança máxima na grade e encaixar um polinomial 3D através dos pontos de grade em e ao redor do máximo de grade; e 57) Localizar o máximo do polinomial 3D encaixado.[0124] Figure 1 is a flowchart that illustrates the general steps of the subsurface well location determination method. The method comprises the steps of: 51) Collecting passive seismic data; 52) Pre-process the collected data; 53) Define a 3D grid around the expected drill bit position; 54) Compute travel times from each grid point to selected sensors; 55) Compute a similarity stack of corrected travel time data for each grid point; 56) Find the maximum similarity on the grid and fit a 3D polynomial through the grid points at and around the grid maximum; and 57) Find the maximum of the fitted 3D polynomial.
[0125] Esse método é ilustrado adicionalmente na Figura 2, que mostra uma plataforma de perfuração em alto mar 1, com uma coluna de perfuração 2 que se estende da plataforma em um poço 3 que se estende através da formação de subsuperfície.[0125] This method is further illustrated in Figure 2, which shows an offshore drilling platform 1, with a drill string 2 extending from the platform into a wellbore 3 extending through the subsurface formation.
[0126] Em S1, os sensores 4, que podem ser partes de um arranjo de monitoramento de reservatório implantado permanentemente existente (PRM), são usados para coletar dados sísmicos passivos. Tal arranjo pode ser usado primariamente, de uma maneira conhecida, para o monitoramento sísmico 4D periódico de um reservatório e da sobrecarga. Um sistema conhecido foi desenvolvido, por exemplo, para usar dados sísmicos monitorados passivamente para detectar e localizar eventos microssísmicos induzidos por injeção em poços (Bussat et al., 2016, Bussat et al., 2018) para sustentar operações seguras e impedir injeção fora de zona. Os sensores 4 podem ser de um tipo convencional ou de detecção acústica distribuída de fibra óptica (DAS). Esse arranjo de PRM conhecido e os dados que o mesmo fornece, é usado de uma maneira nova para rastrear a localização do poço.[0126] In S1, sensors 4, which may be parts of an existing permanently deployed reservoir monitoring (PRM) array, are used to collect passive seismic data. Such an arrangement can be used primarily, in a known manner, for periodic 4D seismic monitoring of a reservoir and overburden. A known system has been developed, for example, to use passively monitored seismic data to detect and localize well injection-induced microseismic events (Bussat et al., 2016, Bussat et al., 2018) to sustain safe operations and prevent off-site injection. zone. The sensors 4 may be of a conventional or fiber optic distributed acoustic sensing (DAS) type. This known PRM array, and the data it provides, is used in a new way to track the location of the well.
[0127] Tipicamente, para monitoramento microssísmico periódico por análise de semelhança, uma janela de semelhança temporal é definida. Os dados passivos coletados com os sensores são processados e empilhados sobre os sensores e a janela de semelhança para análise de semelhança. No presente caso, uma vez que a operação de perfuração (ou outro processo de geração de ruído) é esperada para produzir um sinal contínuo, uma janela de semelhança maior é usada, em comparação com a mesma usada para monitoramento microssísmico convencional. A janela deve ser suficientemente longa para ser capaz de coletar o ruído contínuo, mas muito fraco, mas suficientemente curto, de modo que a broca de perfuratriz não se mova substancialmente, o que faria com que a imagem da fonte de ruído seja borrada. Embora o presente exemplo refira-se ao ruído emitido por uma broca de perfuratriz, entende-se que, em exemplos alternativos, o ruído pode, em vez disso, ser emitido de uma fonte de ruído alternativa. Um exemplo de uma janela de semelhança adequada está na faixa de 20 a 120 segundos em duração, dependendo de parâmetros de perfuração, por exemplo, 90 segundos para escanear através dos dados passivos.[0127] Typically, for periodic microseismic monitoring by similarity analysis, a temporal similarity window is defined. The passive data collected with the sensors is processed and stacked onto the sensors and the similarity window for similarity analysis. In the present case, since the drilling operation (or other noise generating process) is expected to produce a continuous signal, a larger similarity window is used, compared to the same used for conventional microseismic monitoring. The window must be long enough to be able to collect the continuous but very weak noise, but short enough so that the drill bit does not move substantially, which would cause the image of the noise source to be blurred. Although the present example refers to noise emitted by a drill bit, it is understood that in alternative examples the noise may instead be emitted from an alternative noise source. An example of a suitable similarity window is in the range of 20 to 120 seconds in duration depending on drilling parameters, for example, 90 seconds to scan through the passive data.
[0128] Em exemplos alternativos, a janela pode ser dentre 5 e 300 segundos em duração.[0128] In alternative examples, the window may be between 5 and 300 seconds in duration.
[0129] Bem como o ruído da broca de perfuratriz, os dados sísmicos passivos contêm ruído de uma faixa de diferentes fontes que não são de interesse para o monitoramento posicional, tal como interferência de aquisições sísmicas próximas, ruído da plataforma e ruído de vasos na vizinhança. Portanto, para ser capaz de rastrear o ruído de perfuração, os dados passivos são pré-processados após a coleção (S2). Isso pode ser obtido pelo uso de um filtro de passe de banda, um filtro mediano de FX, um somatório PZ e um filtro de subespaço antes de computar a semelhança. Exceto pelo filtro de passe de banda, os filtros são acionados por dados; isto é, os parâmetros de filtro são computados continuamente durante a operação. Os parâmetros para esses filtros podem, portanto, ser otimizados para o ruído presente nos dados em qualquer dado tempo. Pelo pré-processamento adequado, uma quantidade significativa de ruído de antecedentes é removida dos dados passivos.[0129] As well as drill bit noise, passive seismic data contains noise from a range of different sources that are not of interest for positional monitoring, such as interference from nearby seismic acquisitions, rig noise, and vessel noise in the neighborhood. Therefore, to be able to track drilling noise, passive data is preprocessed after collection (S2). This can be achieved by using a bandpass filter, an FX median filter, a PZ summation, and a subspace filter before computing the similarity. Except for the band pass filter, the filters are data driven; that is, filter parameters are computed continuously during operation. The parameters for these filters can therefore be optimized for the noise present in the data at any given time. By proper preprocessing, a significant amount of background noise is removed from the passive data.
[0130] Para cada intervalo de tempo correspondente ao comprimento de janela de semelhança, uma grade de processamento 5 que cobre um volume de monitoramento limitado ao redor da posição de broca de perfuratriz esperada atual 6 é definido, então, (S3), conforme mostrado na Figura 2. O método pelo qual a posição esperada inicial é obtida não é limitado, embora isso pode ser conhecido a partir da fase de planejamento de poço em combinação com o comprimento atual da coluna de perfuração. As técnicas de MWD magnético ou giroscópicas podem ser usadas para estimar a posição de broca de perfuratriz com mais precisão. A estimativa pode ser armazenada, então em uma base de dados, em conjunto com parâmetros de perfuração em tempo real, tal como uma taxa de penetração (ROP) e rotações de broca por minuto (RPM). A posição esperada é obtida para a construção da grade de processamento. A medida espacial do volume de monitoramento deve ser grande o suficiente para cobrir revisões possíveis do trajeto de poço planejado e o espaçamento de grade pode ser relativamente grosso. Por exemplo, a extensão do volume pode ser ± 200 m ao longo do trajeto de poço (eixo geométrico MD) com espaçamento de grade de 20 m e ± 80 m lateralmente (eixo geométrico R) e 140 m verticalmente (eixo geométrico Z) distante do trajeto de poço com 20 e 35 m de espaçamento de grade, respectivamente.[0130] For each time interval corresponding to the similarity window length, a processing grid 5 covering a limited monitoring volume around the current expected drill bit position 6 is then defined (S3), as shown in Figure 2. The method by which the initial expected position is obtained is not limited, although this may be known from the well planning phase in combination with the current length of the drillstring. Magnetic MWD or gyroscopic techniques can be used to estimate drill bit position more accurately. The estimate can then be stored in a database, along with real-time drilling parameters such as rate of penetration (ROP) and drill revolutions per minute (RPM). The expected position is obtained to construct the processing grid. The spatial measure of monitoring volume must be large enough to cover possible revisions of the planned well path and the grid spacing can be relatively coarse. For example, the volume extent may be ± 200 m along the well path (MD axis) with 20 m grid spacing and ± 80 m laterally (R axis) and 140 m vertically (Z axis) away from the well path with 20 and 35 m grid spacing, respectively.
[0131] Os tempos de deslocamento de onda P entre os sensores 4 e todos os pontos na grade de processamento são obtidos, então, (S4), por exemplo, por traçamento de raio ou modelagem de campo de onda através de um modelo de velocidade. Para essa etapa, um subconjunto otimizado 4b dos nós de PRM disponíveis pode ser selecionado e usado para uma dada posição de broca de perfuratriz esperada. Os nós selecionados podem ser, por exemplo, todos os nós dentro de uma área centralizada acima da broca de perfuratriz com um raio igual à profundidade vertical atual da broca de perfuratriz. Reduzindo-se a quantidade de dados para análise, em termos do número de sensores e em termos do número de pontos de grade na grade de processamento, a quantidade de energia computacional e tempo computacional exigida para o processamento é reduzida. Os tempos de deslocamento são usados, então para corrigir o tempo de deslocamento dos dados sísmicos (o componente vertical do geofone após o pré-processamento). Para cada ponto de grade na grade de processamento, os dados de tempo de deslocamento corrigido dos nós selecionados são, então, empilhados par computar a semelhança por métodos conhecidos (S5). Esse procedimento pode ser repetido para janelas de semelhança consecutiva, sobrepondo-se parcialmente ou não, com um subconjunto otimizado potencialmente novo de receptores.[0131] P-wave travel times between sensors 4 and all points on the processing grid are then obtained (S4), for example, by ray tracing or wavefield modeling via a velocity model . For this step, an optimized subset 4b of the available PRM nodes can be selected and used for a given expected drill bit position. The selected nodes can be, for example, all nodes within an area centered above the drill bit with a radius equal to the current vertical depth of the drill bit. By reducing the amount of data for analysis, in terms of the number of sensors and in terms of the number of grid points in the processing grid, the amount of computational power and computational time required for processing is reduced. The offset times are then used to correct the offset time of the seismic data (the vertical component of the geophone after preprocessing). For each grid point in the processing grid, the corrected travel time data of the selected nodes are then stacked to compute the similarity by known methods (S5). This procedure can be repeated for consecutive similarity windows, partially overlapping or not, with a potentially new optimized subset of receptors.
[0132] A localização e o valor da semelhança máxima na grade de processamento são, então, determinados (S6). Quando mais fina for a grade, maior será a precisão posicional obtida. Uma grade mais fina, entretanto, exige uma energia computacional mais alta e um tempo computacional mais longo. Portanto, para obter uma resolução de subgrade, em particular, ao usar uma grade de processamento relativamente grossa, a localização exata da semelhança máxima e seu valor pode ser estimada encaixando-se um polinomial de segundo grau em 3D através dos pontos de grade 3x3x3 ao redor do máximo de grade. Uma grade grossa usada em combinação com esse encaixa 3D dá resultados muito similares a uma grade mais fina e é muito mais rápido para computar. Esse é um benefício importante para implementação em tempo real e realização de decisões posicionais.[0132] The location and value of maximum similarity in the processing grid are then determined (S6). The finer the grid, the greater the positional accuracy obtained. A finer grid, however, requires higher computational energy and longer computational time. Therefore, to obtain subgrid resolution, in particular when using a relatively coarse processing grid, the exact location of the maximum similarity and its value can be estimated by fitting a 3D quadratic polynomial through the 3x3x3 grid points to the around the grid maximum. A coarse grid used in combination with this 3D fit gives very similar results to a finer grid and is much faster to compute. This is an important benefit for real-time implementation and making positional decisions.
[0133] As estimativas resultantes (posição de semelhança máxima encaixada e valor) podem, então, ser armazenadas em uma base de dados, em conjunto com o valor de semelhança mediano na grade para representar o nível de ruído de antecedentes. Quando a localização estimada em qualquer direção é distante da semelhança máxima na grade, a mesma é um sinal de dados de baixa qualidade sem um máximo claro no volume de semelhança. Por exemplo, quando a localização estimada em qualquer direção é mais distante que um ponto de grade distante do ponto de grade com semelhança máxima. Qualquer tal observação pode ser assinalada como “dados ruins” e substituída com seu valor máximo original e localização na grade. O valor da semelhança máxima encaixada, ou, caso substituído no caso de dados ruins, o máximo de grade original, podem ser usados como uma medida da quantidade de ruído detectada da operação de perfuração. A posição do máximo do polinomial tridimensional ou, caso substituído no caso de dados ruins, a posição de grade original do máximo, pode ser usado como a estimativa para a localização da fonte de ruído, isto é, a posição atual da broca de perfuratriz ou outra fonte de ruído no BHA (S7).[0133] The resulting estimates (maximum nested similarity position and value) can then be stored in a database, together with the median similarity value in the grid to represent the background noise level. When the estimated location in any direction is far from the maximum similarity in the grid, it is a sign of low quality data without a clear maximum in the similarity volume. For example, when the estimated location in any direction is further than one grid point away from the grid point with maximum similarity. Any such observation can be flagged as “bad data” and replaced with its original maximum value and grid location. The maximum nested similarity value, or, if substituted in the case of bad data, the original grid maximum, can be used as a measure of the amount of noise detected from the drilling operation. The position of the maximum of the three-dimensional polynomial or, if substituted in case of bad data, the original grid position of the maximum, can be used as the estimate for the location of the noise source, i.e. the current position of the drill bit or another source of noise in the BHA (S7).
[0134] A Figura 3 mostra resultados coletados de um poço exemplificativo, em que um filtro de passe de banda, um filtro mediano de FX, um somatório PZ e um filtro de subespaço foram aplicados aos dados passivos. O painel inferior mostra a taxa de penetração (ROP) (traço superior) e as rotações por minuto (RPM) (traço inferior) da broca de perfuratriz como uma função de tempo. O painel superior mostra o valor de semelhança máxima observado, também como uma função de tempo. Os dados para ambos os painéis são alinhados ao longo de uma escala de tempo comum para comparação. Há uma correlação clara entre semelhança máxima e atividade de broca de perfuratriz. Quando a broca de perfuratriz gira e avança (ROP >0), a semelhança é alta, enquanto a semelhança é baixa quando a perfuração é pausada (esses valores de semelhança baixa são assinalados tipicamente como dados ruins). Isso confirma que o ruído detectado vem da operação de perfuração e o pré-processamento preserva o ruído de perfuração.[0134] Figure 3 shows results collected from an exemplary well, in which a band pass filter, an FX median filter, a PZ summation and a subspace filter were applied to the passive data. The bottom panel shows the rate of penetration (ROP) (top trace) and revolutions per minute (RPM) (bottom trace) of the drill bit as a function of time. The top panel shows the observed maximum similarity value, also as a function of time. Data for both panels are aligned along a common time scale for comparison. There is a clear correlation between maximum similarity and drill bit activity. When the drill bit rotates and advances (ROP >0), similarity is high, while similarity is low when drilling is paused (such low similarity values are typically flagged as bad data). This confirms that the detected noise comes from the drilling operation and the preprocessing preserves the drilling noise.
[0135] As Figuras 4-6 mostram resultados das posições de semelhança máxima obtidas para três poços (em aproximadamente 1500, 3500 e 6500 m ao longo do comprimento do trajeto de poço, respectivamente) após executar o método, conforme descrito. Cada uma das Figuras mostra uma vista de mapa do trajeto de poço perfurado estimado 7 e 95% de elipse de incerteza correspondente 9 de medições giroscópicas. A localização encaixada da semelhança máxima 8 para intervalos de 90 segundos de dados, os pontos de grade nos quais a semelhança é computada e os nós de PRM, são plotados. Os valores de limite para a razão de semelhança e sinal- a-ruído (SNR) (representados pelo máximo dividido por uma semelhança mediana) e a bandeira de “dados ruins” são usados para filtrar medições antes de plotar. Com o tempo, as observações são localizadas em uma profundidade medida crescente (comprimento ao longo do trajeto de poço), seguindo o progresso da perfuração.[0135] Figures 4-6 show results of the maximum similarity positions obtained for three wells (at approximately 1500, 3500 and 6500 m along the length of the well path, respectively) after running the method as described. Each of the Figures shows a map view of the estimated drilled well path 7 and corresponding 95% uncertainty ellipse 9 from gyroscopic measurements. The slotted location of the maximum similarity 8 for 90 second intervals of data, the grid points at which the similarity is computed, and the PRM nodes, are plotted. Threshold values for similarity and signal-to-noise ratio (SNR) (represented by the maximum divided by a median similarity) and the “bad data” flag are used to filter measurements before plotting. Over time, observations are located at an increasing measured depth (length along the well path) following drilling progress.
[0136] As Figuras 4-6 mostram que a medida lateral da elipse de erro 9 para as medições giroscópicas para poços horizontais aumenta de menos que 10-15 m para cerca de 1500 m de profundidade medida (Figura 4) para mais que 60 m em 6500 m de profundidade medida (Figura 6). A posição da semelhança máxima (filtrada) 8 obtida pelo método descrito anteriormente é próxima ao trajeto de poço perfurado 7, conforme estimado por medições giroscópicas e bem dentro da elipse de incerteza correspondente. A disseminação lateral das observações, entretanto, mostrada pela disseminação da região 8, é muito menor que a largura da elipse de erro para as medições giroscópicas e é independente de profundidade medida (isto é, independente da posição ao longo do trajeto de poço). Isso indica que os dados passivos podem ser usados para reduzir a incerteza posicional de poço lateral significativamente, por aproximadamente um fator 4 para um poço de 6500 m de comprimento, em comparação com as medições giroscópicas. A redução em incerteza pode ser até maior durante condições de ruído ambiente favoráveis (quietas).[0136] Figures 4-6 show that the lateral measurement of error ellipse 9 for gyroscopic measurements for horizontal wells increases from less than 10-15 m at about 1500 m measured depth (Figure 4) to more than 60 m at 6500 m measured depth (Figure 6). The position of maximum (filtered) similarity 8 obtained by the previously described method is close to the drilled well path 7 as estimated by gyroscopic measurements and well within the corresponding uncertainty ellipse. The lateral spread of observations, however, shown by the spread of region 8, is much smaller than the width of the error ellipse for the gyroscopic measurements and is independent of measured depth (i.e., independent of position along the well path). This indicates that passive data can be used to reduce lateral well positional uncertainty significantly, by approximately a factor of 4 for a 6500 m long well, compared to gyroscopic measurements. The reduction in uncertainty may be even greater during favorable (quiet) ambient noise conditions.
[0137] Em vez da broca de perfuratriz, qualquer outra fonte adequada pode ser usada para produzir o ruído usado para localização. Por exemplo, uma fonte acústica pode ser reduzida gradualmente em um poço já perfurado enquanto gerando-se um ruído. Tais fontes de ruído alternativas podem ser introduzidas no poço inacabado individualmente, ou as mesmas podem ser introduzidas por equipamento para serem usadas para outras operações de interior de poço, por exemplo, ferramentas de corte florestal de ligação de cimento. Dessa maneira, o custo de operação seria reduzido. Adicionalmente, as fontes de ruído adicionais podem ser usadas simultaneamente com uma broca de perfuratriz. Isso pode, por exemplo, ser usado para suplementar o ruído produzido pela broca de perfuratriz durante a operação e pode ser útil em situações em que o ruído que alcança os sensores de superfície da própria broca de perfuratriz são fracos ou insuficientes para a localização adequada.[0137] In lieu of the drill bit, any other suitable source may be used to produce the noise used for localization. For example, an acoustic source may be gradually reduced in an already drilled well while generating noise. Such alternative noise sources may be introduced into the unfinished well individually, or they may be introduced by equipment to be used for other downhole operations, for example, cement bond forestry cutting tools. In this way, the operating cost would be reduced. Additionally, additional noise sources can be used simultaneously with a drill bit. This can, for example, be used to supplement the noise produced by the drill bit during operation and can be useful in situations where the noise reaching the surface sensors of the drill bit itself is weak or insufficient for proper localization.
[0138] Em vez de um sistema de PRM implantado permanentemente, o método também pode ser usado com cabos implantados temporariamente. Esse método também pode ser usado para fornecer estimativas de profundidade para a fonte de ruído. As estimativas de profundidade podem ser aprimoradas incluindo-se dados passivos de sensores (sensores convencionais ou sistemas de DAS de fibra óptica) que são localizados em um interior de poço no mesmo ou em um ou mais poços próximos, bem como os mesmos na superfície. É notado adicionalmente que, ao reduzir o comprimento de janela de semelhança, esse método também pode ser usado para detectar eventos relacionados à perfuração transientes e repentinos.[0138] Instead of a permanently implanted PRM system, the method can also be used with temporarily implanted cables. This method can also be used to provide depth estimates to the noise source. Depth estimates can be improved by including passive data from sensors (conventional sensors or fiber optic DAS systems) that are located deep inside the well in the same or one or more nearby wells, as well as those at the surface. It is further noted that by reducing the similarity window length, this method can also be used to detect transient and sudden drilling-related events.
[0139] O método descrito anteriormente fornece uma estimativa de posição para uma broca de perfuratriz ou um trajeto de poço associado, derivado de dados sísmicos.[0139] The previously described method provides a position estimate for a drill bit or an associated well path, derived from seismic data.
[0140] A presente revelação fornece um método de estimar uma posição de um trajeto de poço dentro de uma formação de subsuperfície da Terra que compreende calcular uma estimativa de trajeto de poço com o uso de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos. Consequentemente, nos exemplos da presente revelação descritos anteriormente, a estimativa de posição derivada de dados sísmicos é combinada com medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço para calcular uma estimativa de trajeto de poço.[0140] The present disclosure provides a method of estimating a position of a well path within a subsurface formation of the Earth which comprises calculating a well path estimate using navigation measurements from a wellbore tool and a position estimate derived from seismic data. Accordingly, in the examples of the present disclosure described above, the position estimate derived from seismic data is combined with navigation measurements from a downhole tool to calculate a well path estimate.
[0141] Se voltando agora à Figura 7, uma visão geral de um método, de acordo com a revelação, é mostrada. O método mostrado na Figura 7 compreende: S71 - Obter medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço; S72 - Estimar uma posição de trajeto de poço com o uso de dados sísmicos; S73 - Determinar uma distância generalizada entre um trajeto de poço de curvatura mínima e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos; S74 - Minimizar uma função objetiva com base na distância generalizada, iniciando das medições de navegação, para obter um parâmetro estimado de trajeto de poço; S75 - Usar o parâmetro estimado de trajeto de poço para determinar uma estimativa de trajeto de poço; e S76 - Calcular a incerteza da estimativa de trajeto de poço.[0141] Turning now to Figure 7, an overview of a method, according to the disclosure, is shown. The method shown in Figure 7 comprises: S71 - Obtain navigation measurements from a downhole tool; S72 - Estimate a well path position using seismic data; S73 - Determine a generalized distance between a minimum curvature well path and a position estimate derived from seismic data; S74 - Minimize a generalized distance-based objective function, starting from navigation measurements, to obtain an estimated well path parameter; S75 - Use the estimated well path parameter to determine a well path estimate; and S76 - Calculate the uncertainty of the well path estimate.
[0142] Embora as Figuras 7 mostrem etapas S71 a 76 como ações sequenciais, também deve-se entender que isso é apenas para ilustração. Na prática, certas ações podem ser realizadas em ordens alternativas, ou realizadas simultaneamente.[0142] Although Figures 7 show steps S71 to 76 as sequential actions, it should also be understood that this is for illustration only. In practice, certain actions may be performed in alternative orders, or performed simultaneously.
[0143] As medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço são obtidas em S71. Essas medições podem ser obtidas direcionadas de uma ferramenta de interior de poço, ou fornecidas por terceiros. Essas medições podem, em alguns exemplos, ser fornecidas na forma de uma trajetória de trajeto de poço calculada com o uso das medições de navegação - isso será referido no presente documento como uma estimativa de trajeto de poço inicial. Uma estimativa de trajeto de poço inicial, conforme usada no presente documento, refere-se a uma trajetória de poço estimada derivada de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço (isto é, sem o uso de estimativas de posição de dados sísmicos).[0143] Navigation measurements from a downhole tool are obtained in S71. These measurements can be obtained directly from an downhole tool, or provided by a third party. These measurements may, in some examples, be provided in the form of a well path trajectory calculated using the navigation measurements - this will be referred to herein as an initial well path estimate. An initial well path estimate, as used herein, refers to an estimated well path derived from navigation measurements from a downhole tool (i.e., without the use of position estimates from seismic data). .
[0144] As medições de navegação exemplificativas incluem valores de inclinação, azimute e profundidade medida. As medições de navegação são leituras de, ou derivadas de leituras de sensores magnéticos e/ou giroscópicos em uma broca de perfuratriz ou outra ferramenta de interior de poço, bem como a profundidade medida (que pode ser considerada como o comprimento do poço inacabado). Essas medições magnéticas e/ou giroscópicas podem ser filtradas, processadas ou, por outro lado, “limpadas” antes do uso (por exemplo, para calcular a estimativa de trajeto de poço inicial).[0144] Exemplary navigation measurements include measured inclination, azimuth, and depth values. Navigation measurements are readings of, or derived from, readings from magnetic and/or gyroscopic sensors on a drill bit or other downhole tool, as well as the measured depth (which can be considered as the length of the unfinished well). These magnetic and/or gyroscopic measurements can be filtered, processed, or otherwise “cleaned” before use (e.g., to calculate the initial well path estimate).
[0145] Nos exemplos descritos no presente documento, uma estimativa de trajeto de poço inicial calculada das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço é calculada com o uso do método de curvatura mínima. O método de curvatura mínima também é usado para determinar a estimativa de trajeto de poço, conforme descrito anteriormente. O método de curvatura mínima é descrito em “A compendium of directional calculations based on the minimum curvature method”, Sawaryn & Thorogood, SPE 2005 Drilling & Completion.[0145] In the examples described herein, an initial well path estimate calculated from navigation measurements of a downhole tool is calculated using the minimum curvature method. The minimum curvature method is also used to determine the well path estimate, as described previously. The minimum curvature method is described in “A compendium of directional calculations based on the minimum curvature method”, Sawaryn & Thorogood, SPE 2005 Drilling & Completion.
[0146] A Figura 9A ilustra esquematicamente o método de curvatura mínima. Em sumário, calcular a estimativa de trajeto de poço inicial com o uso de medições da ferramenta de interior de poço e do método de curvatura mínima compreende presumir que o trajeto de poço entre dois pontos de vigilância consecutivos é um arco circular e que esse arco é definido pela posição no primeiro ponto de vigilância, pelos ângulos de inclinação e azimute nos dois pontos de vigilância e a diferença de profundidade medida (MD) entre os dois pontos de vigilância. Usar esse método e as medições da inclinação, azimute e profundidade medida da ferramenta de interior de poço, uma estimativa para as localizações de cada ponto de vigilância sequencial ao longo do trajeto de poço pode ser calculada. Esse trajeto de poço estimado com base em valores de inclinação, azimute e MD das medições de navegação é referido no presente documento como a estimativa de trajeto de poço inicial.[0146] Figure 9A schematically illustrates the minimum curvature method. In summary, calculating the initial well path estimate using downhole tool measurements and the minimum curvature method involves assuming that the well path between two consecutive surveillance points is a circular arc and that this arc is defined by the position at the first surveillance point, the inclination and azimuth angles at the two surveillance points and the measured depth difference (MD) between the two surveillance points. Using this method and measurements of inclination, azimuth, and measured depth from the downhole tool, an estimate for the locations of each sequential surveillance point along the well path can be calculated. This estimated well path based on inclination, azimuth, and MD values from navigation measurements is referred to herein as the initial well path estimate.
[0147] Com o uso do método de curvatura mínima, qualquer ponto no arco circular e, assim, a localização absoluta de qualquer ponto ao longo do trajeto de poço pode ser calculada.[0147] Using the minimum curvature method, any point on the circular arc and thus the absolute location of any point along the well path can be calculated.
[0148] O método de curvatura mínima será descrito agora muito brevemente com referência à Figura 9A. Conforme notado anteriormente, a trajetória de poço estimada é definida completamente pela localização espacial (por exemplo, coordenada de avanço para o norte, coordenada avanço para o leste, coordenada profundidade (N0,E0,Z0)) em MD=MD0 em conjunto com uma lista de valores (MD, inclinação (θ, azimute (Φ)) medidos em pontos específicos (i) ao longo de todo o comprimento do trajeto de poço, referidos como pontos de vigilância ou pontos de estação de vigilância (iniciando-se em MD=MD0). A distância típica entre pontos de vigilância é de cerca de 30 m, mas pode ser maior ou menor em certos casos.[0148] The minimum curvature method will now be described very briefly with reference to Figure 9A. As noted previously, the estimated well trajectory is defined completely by the spatial location (e.g., northward advance coordinate, eastward advance coordinate, depth coordinate (N0,E0,Z0)) at MD=MD0 in conjunction with a list of values (MD, slope (θ, azimuth (Φ)) measured at specific points (i) along the entire length of the well path, referred to as surveillance points or surveillance station points (starting at MD =MD0).The typical distance between surveillance points is about 30 m, but may be greater or less in certain cases.
[0149] A inclinação (θ) e o ângulo entre o trajeto de poço estimado e o eixo geométrico vertical; e o azimute (Φ) é o ângulo entre o trajeto de poço estimado, projetado em um plano horizontal (lateral) e o eixo geométrico de avanço para o norte.[0149] The inclination (θ) and the angle between the estimated well path and the vertical geometric axis; and the azimuth (Φ) is the angle between the estimated well path, projected on a horizontal (lateral) plane, and the geometric axis of advance to the north.
[0150] O azimute e a inclinação definem o vetor de unidade tangencial ao longo do trajeto de poço estimado no ponto de vigilância i: [0150] The azimuth and inclination define the tangential unit vector along the estimated well path at surveillance point i:
[0151] O método de curvatura mínima presume que o trajeto de poço estimado entre dois pontos de vigilância consecutivos (i, i+1) é um arco circular definido completamente pela posição (Ni, Et, Zt, ) no ponto de vigilância i, os vetores tangenciais e em i e i+1 e a diferença de MD Sii+1=MDi+1- MDi (que é considerada por ser o comprimento de arco).[0151] The minimum curvature method assumes that the estimated well path between two consecutive surveillance points (i, i+1) is a circular arc defined completely by the position (Ni, Et, Zt, ) at surveillance point i, tangential vectors It is in i and i+1 and the difference of MD Sii+1=MDi+1- MDi (which is considered to be the arc length).
[0152] Com a dada posição em MDo e a lista (MDi, θi, Øi) de todos os pontos (Ni,Ei,Zi, ) ao longo do trajeto de poço estimado pode ser computada de forma única. Como tal, a posição (NO,EO,ZO) em MD=MDO e a lista (MDi, θi, Øi) definem a trajetória estimada do trajeto de poço.[0152] With the given position in MDo and the list (MDi, θi, Øi) of all points (Ni,Ei,Zi, ) along the estimated well path can be computed uniquely. As such, the position (NO,EO,ZO) in MD=MDO and the list (MDi, θi, Øi) define the estimated trajectory of the well path.
[0153] Com o uso desse método, a estimativa de trajeto de poço inicial é obtida.[0153] Using this method, the initial well path estimate is obtained.
[0154] Se referindo à Figura, o seguinte é fornecido, para clareza.[0154] Referring to the Figure, the following is provided for clarity.
[0155] O ângulo de arco de ângulo α12 é dado por: no caso em que R12 é o raio e S12 é o comprimento de arco e α12 está em radianos (embora o caso em que α for pequeno, uma aproximação em linha reta possa ser usada, resultando em diferentes fórmulas, conforme descrito em “A compendium of directional calculations based on the minimum curvature method”, Sawaryn & Thorogood, SPE 2005 Drilling & Completion.) em que n12 é o vetor normal em que C12 é a localização do centro do círculo e P1 é a localização do primeiro ponto de vigilância a ser considerado (em MD1) e em que P2 é a localização do segundo ponto de vigilância a ser considerado (em MD2).[0155] The angle arc angle α12 is given by: in the case where R12 is the radius and S12 is the arc length and α12 is in radians (although in the case where α is small, a straight-line approximation can be used, resulting in different formulas, as described in “A compendium of directional calculations based on the minimum curvature method”, Sawaryn & Thorogood, SPE 2005 Drilling & Completion.) where n12 is the normal vector where C12 is the location of the center of the circle and P1 is the location of the first surveillance point to be considered (in MD1) and where P2 is the location of the second surveillance point to be considered (in MD2).
[0156] Voltando à Figura 7, em S72, uma estimativa para uma posição de trajeto de poço é obtida com o uso de dados sísmicos. Nesse exemplo, uma pluralidade de pontos, cada um representando uma estimativa para a posição de trajeto de poço, é fornecida com o uso de dados sísmicos. Essa pluralidade de pontos é fornecida com o uso do método descrito anteriormente com referência às Figuras 1 a 6.[0156] Returning to Figure 7, in S72, an estimate for a well path position is obtained using seismic data. In this example, a plurality of points, each representing an estimate for the well path position, are provided using seismic data. This plurality of points is provided using the method described previously with reference to Figures 1 to 6.
[0157] Antes de fornecer a estimativa de trajeto de poço, deve ser decidida a MD mínima da qual a estimativa de trajeto de poço aprimorada deve ser calculada (minMD). O mesmo pode ser a partir do início do poço inacabado (por exemplo, MD=0), ou em uma profundidade medida especificada. O mesmo pode ser selecionado por um operador, por exemplo.[0157] Before providing the well path estimate, the minimum MD from which the improved well path estimate should be calculated (minMD) must be decided. This can be from the start of the unfinished well (e.g. MD=0), or at a specified measured depth. The same can be selected by an operator, for example.
[0158] O método de curvatura mínima é usado para determinar a estimativa de trajeto de poço. A fim de determinar a estimativa de trajeto de poço com o uso do método de curvatura mínima, os valores para a inclinação, azimute e profundidade medida são exigidos (bem como a localização da estimativa de trajeto de ponto inicial de poço). Pelo menos um desses valores será obtido com o uso de um processo de otimização com base nas estimativas de posição de dados sísmicos. As medições de navegação serão usadas como pontos iniciais para o processo de otimização.[0158] The minimum curvature method is used to determine the well path estimate. In order to determine the well path estimate using the minimum curvature method, values for the slope, azimuth, and measured depth are required (as well as the location of the well path estimate). At least one of these values will be obtained using an optimization process based on position estimates from seismic data. Navigation measurements will be used as starting points for the optimization process.
[0159] Em certas modalidades, ambas a inclinação e azimute podem ser obtidos com o uso de um processo de otimização com base nas estimativas de posição de dados sísmicos. Entretanto, no presente exemplo, apenas os valores de azimute serão obtidos com o uso de um processo de otimização.[0159] In certain embodiments, both inclination and azimuth can be obtained using an optimization process based on position estimates from seismic data. However, in the present example, only the azimuth values will be obtained using an optimization process.
[0160] Em S73, uma distância generalizada entre uma definição geral de um trajeto de poço definido com o uso do método de curvatura mínima e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos é determinada. Essa distância será a função que é otimizada para obter a estimativa de trajeto de poço.[0160] In S73, a generalized distance between a general definition of a well path defined using the minimum curvature method and a position estimate derived from seismic data is determined. This distance will be the function that is optimized to obtain the well path estimate.
[0161] No presente exemplo, as posições de trajeto de poço estimadas derivadas dos dados sísmicos são conhecidas por serem precisas com relação a sua localização lateral, mas possuem uma disseminação maior na dimensão vertical, ou de profundidade. A posição lateral estimada do trajeto de poço derivada de dados sísmicos é mais precisa do que quando calculada com o uso de medições magnéticas e/ou giroscópicas da ferramenta de interior de poço. Como tal, as posições de trajeto de poço estimadas de dados sísmicos são usadas para determinar o componente lateral da estimativa de trajeto de poço (também referida no presente documento como uma “estimativa de trajeto de poço aprimorada”).[0161] In the present example, the estimated well path positions derived from the seismic data are known to be accurate with respect to their lateral location, but have a greater spread in the vertical, or depth, dimension. The estimated lateral position of the well path derived from seismic data is more accurate than when calculated using magnetic and/or gyroscopic measurements from the downhole tool. As such, well path positions estimated from seismic data are used to determine the lateral component of the well path estimate (also referred to herein as an “enhanced well path estimate”).
[0162] A profundidade e inclinação estimadas da estimativa de trajeto de poço são determinadas com o uso das medições de navegação da ferramenta de interior de poço, devido ao fato de que, nesse caso específico, as estimativas de profundidade e inclinação derivadas com o uso de medições magnéticas e/ou giroscópicas da ferramenta de interior de poço são mais precisas que as mesmas fornecidas pelas estimativas de posição de poço de dados sísmicos.[0162] The estimated depth and slope of the well path estimate are determined using the downhole tool navigation measurements, due to the fact that in this specific case, the depth and slope estimates derived using of magnetic and/or gyroscopic measurements from the downhole tool are more accurate than those provided by well position estimates from seismic data.
[0163] Consequentemente, o componente de posição lateral da estimativa de trajeto de poço aprimorada é derivado com o uso das estimativas de posição de dados sísmicos e o componente de posição vertical da estimativa de trajeto de poço aprimorada é derivado com o uso de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço.[0163] Accordingly, the lateral position component of the improved well path estimate is derived using position estimates from seismic data and the vertical position component of the improved well path estimate is derived using position measurements. navigation of a downhole tool.
[0164] A Figura 8 mostra a estimativa de trajeto de poço inicial derivada das medições de navegação, as estimativas de posição derivadas de dados sísmicos e a estimativa de trajeto de poço aprimorada, em um plano horizontal.[0164] Figure 8 shows the initial well path estimate derived from navigation measurements, the position estimates derived from seismic data, and the improved well path estimate, in a horizontal plane.
[0165] Na Figura 8, a estimativa de trajeto de poço aprimorada é vista por seguir as estimativas de posição derivadas de dados sísmicos em uma dimensão lateral (por exemplo, em um plano horizontal). As estimativas de posição derivadas de dados sísmicos são conhecidas por serem mais precisas em uma dimensão lateral do que nas mesmas obtidas de medições magnéticas e/ou giroscópicas. Uma razão para o mesmo é de que imprecisões são cumulativas ao usar medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço, enquanto cada ponto de dados é independente ao usar estimativas de posição derivadas de dados sísmicos e, assim, as imprecisões não são cumulativas.[0165] In Figure 8, the improved well path estimate is seen by following position estimates derived from seismic data in a lateral dimension (e.g., in a horizontal plane). Position estimates derived from seismic data are known to be more accurate in one lateral dimension than those obtained from magnetic and/or gyroscopic measurements. One reason for the same is that inaccuracies are cumulative when using navigation measurements from a downhole tool, whereas each data point is independent when using position estimates derived from seismic data, and thus the inaccuracies are not cumulative.
[0166] Para essas razões, no presente exemplo, a distância lateral entre uma definição genérica de um trajeto de poço e uma estimativa de posição derivada de dados sísmicos é usada para o processo de otimização, para capturar a precisão lateral das localizações de dados sísmicos enquanto dependendo-se das medições de navegação para o componente vertical. Em particular, a distância lateral é usada para gerar uma função objetiva que é minimizada para determinar um parâmetro para a estimativa de trajeto de poço.[0166] For these reasons, in the present example, the lateral distance between a generic definition of a well path and a position estimate derived from seismic data is used for the optimization process, to capture the lateral accuracy of seismic data locations. while depending on navigation measurements for the vertical component. In particular, the lateral distance is used to generate an objective function that is minimized to determine a parameter for well path estimation.
[0167] Assim que uma equação para a distância lateral é derivada, uma função objetiva que incorpora a distância pode ser otimizada para determinar o componente lateral da estimativa (aprimorada) de trajeto de poço.[0167] Once an equation for the lateral distance is derived, an objective function incorporating the distance can be optimized to determine the lateral component of the (improved) well path estimate.
[0168] A Figura 9B ilustra esquematicamente o método através do qual uma expressão para a distância lateral entre a definição genérica de um trajeto de poço de curvatura mínima e a estimativa de posição de dados sísmicos é obtida.[0168] Figure 9B schematically illustrates the method by which an expression for the lateral distance between the generic definition of a minimum curvature well path and the position estimate from seismic data is obtained.
[0169] Conforme discutido anteriormente, uma pluralidade de estimativas de posição de dados sísmicos é fornecida. O método a seguir será discutido com relação a uma única estimativa de posição de dados sísmicos j. Na prática, o seguinte método será realizado para uma pluralidade, ou todas, das estimativas de posição de dados sísmicos.[0169] As discussed previously, a plurality of position estimates from seismic data are provided. The following method will be discussed with respect to a single position estimate from seismic data j. In practice, the following method will be performed for a plurality, or all, of the position estimates from seismic data.
[0170] A fim de obter uma fórmula para a distância entre uma definição geral de um trajeto de poço modelado com o uso do método de curvatura mínima e da estimativa de posição derivada de dados sísmicos, os dois pontos de vigilância mais próximos P1, P2 ao longo da definição geral de um trajeto de poço são identificados para a estimativa de posição de dados sísmicos j. O arco S12 entre esses dois pontos de vigilância P1, P2 é identificado como o segmento de arco para a estimativa de posição de dados sísmicos j. A estimativa de posição j é associada com esse arco S12. Ao realizar esse método para uma pluralidade de estimativas de posição de dados sísmicos, cada uma será associada ao seu arco mais próximo.[0170] In order to obtain a formula for the distance between a general definition of a well path modeled using the minimum curvature method and the position estimate derived from seismic data, the two closest surveillance points P1, P2 along the general definition of a well path are identified for position estimation from seismic data j. The arc S12 between these two surveillance points P1, P2 is identified as the arc segment for position estimation from seismic data j. The position estimate j is associated with this arc S12. When performing this method for a plurality of position estimates from seismic data, each will be associated with its closest arc.
[0171] A estimativa de posição de dados sísmicos j é projetada verticalmente no plano expandido pelo círculo associado ao arco S12 - esse ponto projetado é mostrado como jP.[0171] The seismic data position estimate j is projected vertically onto the plane expanded by the circle associated with arc S12 - this projected point is shown as jP.
[0172] A estimativa de posição de dados sísmicos j tem uma posição (nj,ej,zj) e a posição de dados sísmicos projetados jP tem uma posição (nj,ej,zj,proj), em que em que Qj é o ponto no arco mais próximo ao ponto projetado jp e [0172] The estimated seismic data position j has a position (nj,ej,zj) and the projected seismic data position jP has a position (nj,ej,zj,proj), where where Qj is the point on the arc closest to the projected point jp and
[0173] Isso permite derivar a distância lateral entre o trajeto de poço e a estimativa de posição de dados sísmicos em termos dos parâmetros usados para definir o trajeto de poço de curvatura mínima e as estimativas de posição de dados sísmicos.[0173] This allows the lateral distance between the well path and the position estimate from seismic data to be derived in terms of the parameters used to define the minimum curvature well path and the position estimates from seismic data.
[0174] Para obter os valores de azimute para a estimativa (aprimorada) de trajeto de poço, um processo de otimização é usado para minimizar uma função objetiva com base na soma das distâncias laterais de uma pluralidade de estimativas de posição de dados sísmicos e, assim, eficazmente, encontrar os valores de azimute para a melhor estimativa de trajeto de poço que passa através das estimativas de posição de dados sísmicos. Para obter o mesmo, um procedimento de otimização é implantado, para minimizar uma função objetiva com base em uma definição generalizada das distâncias laterais dj (isto é, entre as estimativas de posição de dados sísmicos e o arco associado da definição genérica de um trajeto de poço de curvatura mínima).[0174] To obtain azimuth values for (improved) well path estimation, an optimization process is used to minimize an objective function based on the sum of the lateral distances of a plurality of position estimates from seismic data and, thus effectively finding the azimuth values for the best well path estimate that passes through the position estimates from seismic data. To achieve the same, an optimization procedure is deployed, to minimize an objective function based on a generalized definition of the lateral distances dj (i.e., between position estimates from seismic data and the associated arc of the generic definition of a path). minimum curvature well).
[0175] O processo de otimização começa com as medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço, S74. Ao iniciar com os valores de azimute das medições de navegação, e otimizar essa função com relação aos valores de azimute, os valores de azimute otimizados são calculados para se encaixar na estimativa (aprimorada) de trajeto de poço para as estimativas de posição derivadas de dados sísmicos no plano lateral.[0175] The optimization process begins with navigation measurements from a downhole tool, S74. By starting with the azimuth values from the navigation measurements, and optimizing this function with respect to the azimuth values, the optimized azimuth values are calculated to fit the (improved) well path estimate for the data-derived position estimates seismic in the lateral plane.
[0176] A estimativa de trajeto de poço aprimorada é calculada com o uso desses valores.[0176] The improved well path estimate is calculated using these values.
[0177] Nesse exemplo, um procedimento de otimização é usado para minimizar a função objetiva: em que N é o número de pontos de vigilância ao longo do trajeto de poço, (ΦminMD,..., ΦN) são os valores de azimute para cada um dos pontos de vigilância de minMD a N sendo que ΦminMD é o valor de azimute no primeiro ponto de vigilância considerado e ΦN é o valor de azimute no último ponto de vigilância sendo considerado e dj é a distância lateral entre a estimativa de posição de dados sísmicos j e o ponto mais próximo na definição genérica de uma estimativa de trajeto de poço de curvatura mínima (isto é, arco S12).[0177] In this example, an optimization procedure is used to minimize the objective function: where N is the number of surveillance points along the well path, (ΦminMD,..., ΦN) are the azimuth values for each of the surveillance points from minMD to N where ΦminMD is the azimuth value at the first surveillance point considered and ΦN is the azimuth value at the last surveillance point being considered and dj is the lateral distance between the position estimate from seismic data j and the nearest point in the generic definition of a curvature well path estimate minimum (i.e. arc S12).
[0178] Os valores de azimute ΦI são constritos, por exemplo, com uma ligação superior e inferior ao redor das medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço. A ligação superior e inferior pode ser determinada pela incerteza associada às medições (por exemplo, as medições giroscópicas) da ferramenta de interior de poço. No presente exemplo, as ligações superiores e inferiores para o azimute são ±0,74° ao redor de seu valor medido.[0178] The azimuth ΦI values are constrained, for example, with an upper and lower link around the navigation measurements of a downhole tool. The upper and lower linkage can be determined by the uncertainty associated with measurements (e.g., gyroscopic measurements) of the downhole tool. In the present example, the upper and lower links for azimuth are ±0.74° around its measured value.
[0179] No presente exemplo, a função objetiva tem base na distância lateral (residual) entre a, ou cada estimativa de posição de dados sísmicos e a estimativa de trajeto de poço de curvatura mínima. Entretanto, em exemplos alternativos em que a estimativa de trajeto de poço inicial é otimizada com relação a ambas o azimute e a inclinação, a função objetiva pode ter base no vetor de distância total (isto é, incluindo ambas as dimensões de profundidade, avanço para o norte e avanço para o leste) entre a estimativa de posição derivada de dados sísmicos e uma definição geral de um trajeto de poço modelado com o uso do método de curvatura mínima.[0179] In the present example, the objective function is based on the lateral (residual) distance between the, or each seismic data position estimate and the minimum curvature well path estimate. However, in alternative examples where the initial well path estimate is optimized with respect to both azimuth and inclination, the objective function may be based on the total distance vector (i.e., including both dimensions of depth, advance to north and eastward) between the position estimate derived from seismic data and a general definition of a well path modeled using the minimum curvature method.
[0180] Assim que os valores de azimute são obtidos do processo de otimização, os mesmos são usados em conjunto com valores de inclinação e profundidade medida de medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço - para calcular uma estimativa de trajeto de poço com o uso do método de curvatura mínima, conforme estabelecido em S75.[0180] Once azimuth values are obtained from the optimization process, they are used in conjunction with inclination and depth values measured from navigation measurements of a downhole tool - to calculate a well path estimate with the use of the minimum curvature method as set out in S75.
[0181] Assim que o processo de otimização estiver completo e a estimativa de trajeto de poço aprimorada for calculada, uma medida da incerteza é calculada, S76.[0181] Once the optimization process is complete and the improved well path estimate is calculated, a measure of uncertainty is calculated, S76.
[0182] A medida da incerteza para a estimativa de trajeto de poço aprimorada é calculada para a estimativa de trajeto de poço aprimorada da MD mínima da qual a estimativa de trajeto de poço aprimorada foi calculada (minMD). Para seções do poço em que uma estimativa de trajeto de poço aprimorada não é fornecida, a medição de incerteza (por exemplo, a elipse de incerteza) para a estimativa de trajeto de poço inicial é usada (que pode ser derivada da incerteza inerente nas medições da ferramenta de interior de poço).[0182] The uncertainty measure for the improved well path estimate is calculated for the improved well path estimate from the minimum MD from which the improved well path estimate was calculated (minMD). For sections of the well where an improved well path estimate is not provided, the uncertainty measurement (e.g., the uncertainty ellipse) for the initial well path estimate is used (which can be derived from the uncertainty inherent in the measurements of the downhole tool).
[0183] Qualquer distribuição estatística adequada pode ser usada para fornecer uma medida da incerteza. No presente caso, a incerteza é medida com o uso da distribuição de estudante. A elipse de incerteza lateral P% global ao longo da estimativa de trajeto de poço aprimorada (de minMD) é dada pelo valor constante, conforme a seguir: em que M é o número de estimativas de posição derivada de dados sísmicos para a porção do poço sendo considerada e t(P,df) dá a distribuição de estudante P% para graus df de liberdade.[0183] Any suitable statistical distribution can be used to provide a measure of uncertainty. In the present case, uncertainty is measured using the student distribution. The global P% lateral uncertainty ellipse along the improved well path estimate (from minMD) is given by the constant value, as follows: where M is the number of position estimates derived from seismic data for the portion of the well being considered and t(P,df) gives the P% student distribution for df degrees of freedom.
[0184] No presente exemplo, um valor de P=0,99 (99% de elipse de incerteza) é usado.[0184] In the present example, a value of P=0.99 (99% uncertainty ellipse) is used.
[0185] Em outros exemplos, a incerteza pode ser computada por segmento de arco (isto é, entre pontos de vigilância consecutivos). Isso pode ser realizado somando-se as estimativas de posição Mi derivadas de dados sísmicos que pertencem ao segmento i e os graus Mi - 1 de liberdade em t(P,df).[0185] In other examples, uncertainty can be computed per arc segment (i.e., between consecutive surveillance points). This can be accomplished by summing the position estimates Mi derived from seismic data belonging to segment i and the degrees Mi - 1 of freedom at t(P,df).
[0186] As Figuras 10A a 12G referem-se a um poço exemplificativo.[0186] Figures 10A to 12G refer to an exemplary well.
[0187] As Figuras 10A a 10D mostram a estimativa de trajeto de poço inicial (com base individualmente nas medições de navegação de uma ferramenta de interior de poço) e uma estimativa de trajeto de poço aprimorada (com o uso de valores de azimute obtidos por um processo de otimização com base nas estimativas de posição de dados sísmicos) em conjunto com suas elipses de incerteza associada, as estimativas de posições de dados sísmicos e os nós de PRM. As Figuras 10A a 10D mostram seções variadas e magnificações do trajeto de poço. Nas Figuras 10A e 10B, uma elipse de incerteza individual é para toda a estimativa de trajeto de poço aprimorada. Nas Figuras 10C e 10D, um valor de incerteza independente é determinado para cada segmento de arco (isto é, para cada par de ponto de vigilância). Para o propósito de clareza, as incertezas para cada segmento são plotadas em bloco, em vez de com uma curva suave.[0187] Figures 10A to 10D show the initial well path estimate (based individually on navigation measurements from a downhole tool) and an improved well path estimate (using azimuth values obtained by an optimization process based on position estimates from seismic data) together with their associated uncertainty ellipses, position estimates from seismic data, and PRM nodes. Figures 10A to 10D show varying sections and magnifications of the well path. In Figures 10A and 10B, an individual uncertainty ellipse is for the entire improved well path estimate. In Figures 10C and 10D, an independent uncertainty value is determined for each arc segment (i.e., for each surveillance point pair). For the purpose of clarity, the uncertainties for each segment are plotted as a block rather than with a smooth curve.
[0188] As Figuras 10A a 10D mostram que os valores de incerteza lateral são muito inferiores para a estimativa de trajeto de poço aprimorada, em comparação com a estimativa de trajeto de poço inicial.[0188] Figures 10A to 10D show that the lateral uncertainty values are much lower for the improved well path estimate compared to the initial well path estimate.
[0189] As Figuras 11A a 11G mostram comparações da estimativa de trajeto de poço inicial e da estimativa de trajeto de poço aprimorada. Os seguintes parâmetros são plotados com relação a MD: MD, inclinação, azimute, DogLeg, TVDSS, avanço para o norte e avanço para o leste. Conforme pode ser visto, nessa escala, as diferenças relativamente pequenas. As diferenças mais notáveis estão nos valores de avanço para o leste, representados na Figura 11G.[0189] Figures 11A to 11G show comparisons of the initial well path estimate and the improved well path estimate. The following parameters are plotted against MD: MD, Slope, Azimuth, DogLeg, TVDSS, Northward Lead, and Eastward Lead. As can be seen, on this scale, the differences are relatively small. The most notable differences are in the eastward advance values, represented in Figure 11G.
[0190] As Figuras 12A a 12G plotam as diferenças em MD, inclinação, azimute, DogLeg, TVDSS, avanço para o norte e avanço para o leste entre a estimativa de trajeto de poço inicial e a estimativa de trajeto de poço aprimorada com relação a MD. As diferenças no azimute (ligadas pela ligação superior e inferior de ±0,74° ao redor das medições de interior de poço são mostradas claramente na Figura 12C. A alteração resultante em DogLeg também pode ser vista. As diferenças resultantes nos valores de avanço para o norte e avanço para o leste ao longo dos trajetos de poço estimados são mostradas nas Figuras 12F e 12G.[0190] Figures 12A to 12G plot the differences in MD, inclination, azimuth, DogLeg, TVDSS, northward advance, and eastward advance between the initial well path estimate and the improved well path estimate with respect to MD. The differences in azimuth (linked by the upper and lower link of ±0.74° around the downhole measurements are clearly shown in Figure 12C. The resulting change in DogLeg can also be seen. The resulting differences in feed values for The north and east advance along the estimated well paths are shown in Figures 12F and 12G.
[0191] As Figuras 12B e 12E mostram diferenças na inclinação e TVDSS, entretanto, dada a escala usada nas Figuras 12B e 12E, as diferenças mostradas nessas Figuras são mínimas. As mesmas são principalmente devido a fenômenos de coleção/processamento de dados, em vez de diferenças intencionais entre os trajetos de poço estimados, em si.[0191] Figures 12B and 12E show differences in slope and TVDSS, however, given the scale used in Figures 12B and 12E, the differences shown in these Figures are minimal. These are mainly due to data collection/processing phenomena, rather than intentional differences between the estimated well paths, per se.
[0192] A presente invenção foi descrita anteriormente puramente a título de exemplo. As modificações em detalhe podem ser feitas à presente invenção dentro do escopo das reivindicações, conforme anexadas ao presente documento. Adicionalmente, os recursos com um exemplo podem ser combinados com um exemplo alternativo, ao menos que tal combinação seja explicitamente excluída.[0192] The present invention has previously been described purely by way of example. Detailed modifications may be made to the present invention within the scope of the claims as appended hereto. Additionally, resources with an example may be combined with an alternative example, unless such a combination is explicitly excluded.
Claims (20)
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB2000539.3A GB2591098B (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Sub-surface well location determination |
| GB2017185.6 | 2020-10-29 | ||
| GB2017185.6A GB2591169B (en) | 2020-01-14 | 2020-10-29 | Methods for estimating a position of a well path within a subsurface formation |
| PCT/NO2021/050219 WO2022093034A1 (en) | 2020-01-14 | 2021-10-22 | Methods for estimating a position of a well path within a subsurface formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112022014219A2 BR112022014219A2 (en) | 2022-12-13 |
| BR112022014219B1 true BR112022014219B1 (en) | 2023-08-22 |
Family
ID=
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