BRPI0508448B1 - Method for analysis of one or more well properties and measurement system during drilling for collection and analysis of one or more measurements of force " - Google Patents
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Abstract
método de análise de uma ou mais propriedades de poço abaixo, programa de computador e sistema de medição durante a perfuração para a coleta e a análise de uma ou mais medições de força métodos, programas de conputador e sistemas para a detecção de pelo menos uma condição poço abaixo são mostrados. as forças são medidas em uma pluralidade de localizaçães (175) ao longo da coluna de perfuração (140). a coluna de perfuração inclui um tubo de perfuração (140). pelo menos uma das forças é medida ao longo do tubo de perfuração. pelo menos uma condição poço abaixo é detectada com base, pelo menos em parte, em pelo menos uma força medida.
Description
MÉTODO DE ANÁLISE DE DMA OU MAIS PROPRIEDADES DE POÇO ABAIXO E SISTEMA DE MEDIÇÃO DURANTE A PERFURAÇÃO PARA A COLETA E A ANALISE DE UMA OU MAIS MEDIÇÕES DE FORÇA
Referência Cruzada a Pedidos Relacionados Este pedido reivindica prioridade para o pedido de patente provisória U.S. comumente possuído número de série 60/550.033, depositado em 4 de março de 2004, intitulado "Multiple Distributed Sensors Along A Drillpipe" de Daniel Gleitman.
Antecedentes Conforme a perfuração de poço de óleo se torna crescentemente complexa, a importância da coleta de dados poço abaixo durante a perfuração aumenta.
Breve Descrição dos Desenhos A Fig. 1 mostra um sistema para processamento de dados de poço abaixo. A Fig. 2 ilustra uma porção de um tubo de perfuração com um sensor afixado e um meio de comunicações. A Fig. 3 ilustra uma porção de um tubo de perfuração com um sensor de força em um receptáculo de sensor -módulo. A Fig. 4 é um diagrama em corte da extremidade de pino de uma junta de tubo de perfuração com sensores de força afixados à junta. A Fig. 5 é um diagrama em corte de um sub de nó com um sensor de força. A Fig. 6 mostra um diagrama de blocos para um sensor de força. A Fig. 7 mostra um diagrama de blocos de um acoplador de tubo de perfuração.
As Fig. 8 e 9 ilustram conectores para acopladores de sensor e acopladores de módulo eletrônico. A Fig. 10 mostra um diagrama de blocos de um sistema para a detecção de pelo menos uma condição poço abaixo. A Fig. 11 ilustra um furo de poço. A Fig. 12 ilustra gráficos de tração de coluna de perfuração versus profundidade de um conjunto de dados. A Fig. 13 mostra um diagrama de blocos de um sistema para a detecção de pelo menos uma condição poço abaixo. A Fig. 14 mostra um diagrama de blocos de um sistema para a identificação, a localização e a caracterização de pelo menos uma condição poço abaixo.
As Fig. 15 a 18 ilustram a tração de coluna de perfuração versus a profundidade para conjuntos de valor.
As Fig. 19 a 21 ilustram o torque versus a profundidade para conjuntos de valores. A Fig. 22 ilustra um conjunto de valor medido de tração de coluna de perfuração versus profundidade.
As Fig. 23 a 24 mostram diagramas de blocos de sistemas para uma ação adicional com base nas condições detectadas. A Fig. 25 mostra um diagrama de blocos de um sistema para a modificação de um conjunto de valor esperado.
Descrição Detalhada Como mostrado na Fig. 1, um equipamento de perfuração de poço de óleo 100 (simplificado para facilidade de compreensão) pode incluir uma torre 105, um piso de torre 110, um guincho de perfuração 115 (representado esquematicamente pela linha de perfuração e pela catarina), o gancho 120, a cabeça de injeção 125, a junta de kelly 130, uma mesa rotativa 135, um tubo de perfuração 140, um ou mais colares de perfuração 145, uma ou mais ferramentas de MWD/LWD 150, um ou mais subs 155, e uma broca de perfuração 160. 0 fluido de perfuração é injetado por uma bomba de lama 190 na cabeça de injeção 125 por uma linha de suprimento de fluido de perfuração 195, a qual pode incluir um tubo bengala 196 e uma mangueira de kelly 197. 0 fluido de perfuração viaja através da junta de kelly 130, do tubo de perfuração 140, dos colares de perfuração 145 e dos subs 155, e sai através de jatos ou bocais na broca de perfuração 160. O fluido de perfuração então flui para cima no espaço anular entre o tubo de perfuração 140 e a parede formulação furo de poço 165. Uma ou mais porções do furo de poço 165 podem compreender um furo aberto e uma ou mais porções de furo de poço 165 podem ser envolvidas. 0 tubo de perfuração 140 pode ser compreendido por múltiplas juntas de tubo de perfuração. 0 tubo de perfuração 140 pode ser de um diâmetro nominal único e peso (isto é, kg por metro) ou pode compreender intervalos de juntas de dois ou mais diâmetros nominais diferentes e pesos. Por exemplo, um intervalo de juntas de tubo de perfuração de peso pesado pode ser usado acima de um intervalo de juntas de tubo de perfuração de peso menor para uma perfuração horizontal e outras aplicações. 0 tubo de perfuração 140 opcionalmente pode incluir um ou mais subs 155 distribuídos dentre as juntas de tubo de perfuração. Se um ou mais subs 155 forem incluídos, um ou mais dos subs 155 podem incluir um equipamento de detecção (por exemplo, sensores), um equipamento de comunicações, um equipamento de processamento de dados, ou um outro equipamento. As juntas de tubo de perfuração podem ser de quaisquer dimensões adequadas (por exemplo, de 9,144 metros de comprimento). Uma linha de retorno de fluido de perfuração 170 retorna o fluido de perfuração do furo de poço 165 e o circula em um pite de fluido de perfuração (não mostrado) e, então, o fluido de perfuração é finalmente recirculado através de uma bomba de lama 190 de volta para a linha de suprimento de fluido de perfuração 195. A combinação do colar de perfuração 145, das ferramentas de MWD/LWD 150 e da broca de perfuração 160 é conhecida como um conjunto de fundo de poço (ou "BHA"). A combinação do BHA, do tubo de perfuração 140 e de quaisquer subs 155 incluídos é conhecida como a coluna de perfuração. Em uma perfuração rotativa, a mesa rotativa 135 pode girar a coluna de perfuração ou, alternativamente, a coluna de perfuração pode ser girada através de um conjunto de acionamento de topo.
Os termos "acoplar" ou "acopla" como usados aqui são pretendidos para significarem uma conexão indireta ou direta. Assim, se um primeiro dispositivo se acoplar a um segundo dispositivo, aquela conexão pode ser através de uma conexão direta, ou através de uma conexão elétrica indireta através de outros dispositivos e conexões. O termo "a montante" como usado aqui significa ao longo de um percurso de fluxo em direção à fonte do fluxo, e o termo "a jusante" como usado aqui significa ao longo de um percurso de fluxo a partir da fonte do fluxo. O termo "poço acima" como usado aqui significa ao longo da coluna de perfuração ou o furo a partir da extremidade distai em direção à superfície, e "poço abaixo" como usado aqui significa ao longo da coluna de perfuração ou do furo a partir da superfície em direção à extremidade distai.
Será compreendido que o termo "equipamento de perfuração de poço de óleo" ou "sistema de perfuração de poço de óleo" não é pretendido para limitação do uso do equipamento e dos processos descritos com aqueles termos para perfuração de um poço de óleo. Os termos também envolvem a perfuração de poços de gás natural ou poços de hidrocarboneto em geral. Ainda, esses poços podem ser usados para a produção, a monitoração ou a injeção em relação à recuperação de hidrocarbonetos ou outros materiais a partir da subsuperficie.
Um ou mais sensores de força 175 podem ser distribuídos ao longo do tubo de perfuração, com a distribuição dependendo das necessidades do sistema. Em geral, os sensores de força 175 podem incluir um ou mais dispositivos sensores para a produção de um sinal de saída em resposta a uma força física, deformação ou tensão em um material. Os dispositivos sensores podem compreender dispositivos de medidor de deformação, dispositivos semicondutores, dispositivos fotônicos, dispositivos de cristal de quartzo, ou outros dispositivos para a conversão de uma força física, deformação ou tensão sobre ou em um material em um sinal elétrico ou fotônico. Em certas modalidades, as medições de força podem ser obtidas diretamente a partir da saída de um ou mais dispositivos sensores nos sensores de força 175. Em outras modalidades, as medições de força podem ser obtidas com base na saída de um ou mais dispositivos sensores em conjunto com outros dados. Por exemplo, a força medida pode ser determinada com base nas propriedades de material ou nas dimensões, dados de sensor adicionais (por exemplo, um ou mais sensores de temperatura ou de pressão), análise ou calibração.
Um ou mais sensores de força 175 podem medir uma ou mais componentes de força, tal como tração axial ou compressão, ou torque, ao longo do tubo de perfuração. Um ou mais sensores de força 175 podem ser usados para a medição de uma ou mais componentes de força reagidas por ou consumidas pelo furo de poço, tal como arrasto de furo de poço ou torque de furo de poço, ao longo do tubo de perfuração. Um ou mais sensores de força 175 podem ser usados para a medição de uma ou mais outras componentes de força, tais como forças induzidas por pressão, forças de flexão, ou outras forças. Um ou mais sensores de força 175 podem ser usados para a medição de combinações de forças ou componentes de força. Em certas implementações, a coluna de perfuração pode incorporar um ou mais sensores para a medição de outros parâmetros além de força, tal como temperatura, pressão ou aceleração.
Em uma implementação de exemplo, um ou mais sensores de força 175 estão localizados sobre ou dentro do tubo de perfuração 140. Outros sensores de força 175 podem estar sobre ou dentro de um ou mais colares de perfuração 145 ou uma ou mais ferramentas de MWD/LWD 150. Ainda outros sensores de força 175 podem estar embutidos ou de outra forma acoplados à broca 160. Ainda outros sensores de força 175 podem ser dispostos sobre ou dentro de um ou mais subs 155. Um ou mais sensores de força 175 podem prover uma ou mais componentes de força ou torque experimentadas pela coluna de perfuração na superfície. Em uma implementação de exemplo, um ou mais sensores de força 175 podem ser incorporados no guincho de perfuração 115, no gancho 120, na cabeça de injeção 125 ou de outra forma empregados na superfície para a medição de uma ou mais componentes de força ou torque experimentadas pela coluna de perfuração na superfície.
Um ou mais sensores de força 175 podem ser acoplados a porções da coluna de perfuração por adesão ou ligação. Esta adesão ou ligação pode ser realizada usando-se agentes de ligação, tais como epóxi ou "fasters". Um ou mais sensores de força 175 podem experimentar um campo de força, deformação ou tensão relacionado ao campo de força, deformação ou tensão experimentado proximamente pelo componente de coluna de perfuração que está acoplado ao sensor de força 175.
Outros sensores de força 175 podem ser acoplados para não experimentarem toda ou uma porção do campo de força, deformação ou tensão experimentado pelo componente de coluna de perfuração acoplado próximo do sensor de força 175. Os sensores de força 175 acoplados desta maneira, ao invés disso, podem experimentar outras condições ambientes, tais como uma ou mais dentre temperatura ou pressão. Estes sensores de força 175 podem ser usados para condicionamento, compensação ou calibração de sinal.
Os sensores de força 175 podem ser acoplados a um ou mais dentre: superfícies internas de componentes de coluna de perfuração (por exemplo, furos), superfícies externas de componentes de coluna de perfuração (por exemplo, diâmetro externo), recessos entre uma superfície interna e uma externa de componentes de coluna de perfuração. Os sensores de força 175 podem ser acoplados a uma ou mais faces ou outras estruturas que sejam ortogonais aos eixos geométricos dos diâmetros dos componentes de coluna de perfuração. Os sensores de força 175 podem ser acoplados a componentes de coluna de perfuração em uma ou mais direções ou orientações em relação às direções ou orientações de componentes de força em particular ou combinações de componentes de força a serem medidas.
Em certas implementações, os sensores de força 175 podem ser acoplados em conjuntos a componentes de coluna de perfuração. Em outras implementações, os sensores de força 175 podem compreender conjuntos de dispositivos sensores. Quando conjuntos de sensores de força 175 ou conjuntos de dispositivos sensores são empregados, os elementos dos conjuntos podem ser acoplados da mesma forma ou de formas diferentes. Por exemplo, os elementos em um conjunto de sensores de força 175 ou dispositivos sensores podem ter direções ou orientações diferentes, uns em relação aos outros. Em um conjunto de sensores de força 175 ou um conjunto de dispositivos sensores, um ou mais elementos do conjunto podem ser ligados para experimentarem um campo de deformação de interesse e um ou mais outros elementos do conjunto (isto é, "imitações") podem ser ligados para não experimentarem o mesmo campo de deformação. As imitações, contudo, ainda podem experimentar uma ou mais condições ambientes. Os elementos em um conjunto de sensores de força 175 ou dispositivos sensores podem ser acoplados de forma simétrica a um componente de coluna de perfuração. Por exemplo, três, quatro ou mais elementos de um conjunto de dispositivos sensores ou de um conjunto de sensores de força 175 podem ser espaçados de forma substancialmente igual em torno da circunferência de um componente de coluna de perfuração. Os conjuntos de sensor de força 175 ou dispositivos sensores podem ser usados para: a medição de múltiplas componentes de força (por exemplo, direcionais), a separação de múltiplas componentes de força, a remoção de uma ou mais componentes de força de uma medição, ou a compensação por fatores tal como temperatura ou pressão. Certos sensores de força de exemplo 175 podem incluir dispositivos sensores que são primariamente unidirecionais. Os sensores de força 175 podem empregar conjuntos de dispositivo sensor comercialmente disponíveis, tais como pontes ou rosetas.
Em certas implementações, um ou mais sensores de força 175 podem ser acoplados a componentes de coluna de perfuração que são usados para a perfuração e que são subseqüentemente deixados no furo de poço 165. Estes componentes de coluna de perfuração podem ser usados em operações de revestimento durante a perfuração (isto é, uma operação com revestimento). Os componentes de coluna de perfuração podem ser incluídos em um poço completado.
Em geral, os sensores de força 175 convertem a força em um ou mais sinais. Um ou mais sinais dos sensores de força 175 podem ser orientados para a medição de uma ou mais dentre tração e compressão ao longo da coluna de perfuração (isto é, com respeito ao eixo geométrico de poço acima / poço abaixo). Como usado aqui, "força de tração" significa uma ou mais dentre forças de tração ou compressão ao longo da coluna de perfuração. Nestas implementações, os sensores de força 175 podem ser acoplados a componentes de coluna de perfuração em particular, e podem incluir dispositivos sensores que respondem a uma deformação (por exemplo, medidores de deformação). A saída do sensor de força 175 pode variar com base no módulo de elasticidade do material de componente de coluna de perfuração acoplado ao sensor de força. Este módulo de elasticidade pode ser usado quando da determinação da força. Em certas implementações, outras entradas (por exemplo, áreas de tração) podem ser usadas para a determinação das forças de tração ou de compressão em um ou mais componentes de coluna de perfuração a partir das tensões. De modo similar, um ou mais sensores de força 175 podem ser orientados para a medição de torque na coluna de perfuração (isto é, em torno do eixo geométrico de poço acima / poço abaixo) . Por exemplo, os sensores de força 175 podem ser acoplados a superfícies diametrais (por exemplo, diâmetros interno ou externo) de componentes de coluna de perfuração e podem empregar saídas de dispositivos sensores (por exemplo, um ou mais medidores de deformação) e podem considerar o módulo de elasticidade ao cisalhamento do material de componente de coluna de perfuração. Os torques podem ser determinados com base nas tensões das deformações e outras entradas (por exemplo, momento de inércia polar da área de seção transversal).
Uma porção de tubo de perfuração 140 é ilustrada esquematicamente na Fig. 2. A porção ilustrada de tubo de perfuração inclui interfaces 210 entre as juntas que formam o tubo de perfuração 140. As interfaces 210 podem incluir conexões mecânicas roscadas as quais podem ter diâmetros interno e externo diferentes, se comparando com o resto do tubo de perfuração. Uma ou mais das interfaces 210 podem incluir interfaces de comunicação. Os sinais dos sensores de força 175 são acoplados a um meio de comunicações 205, o qual pode ser disposto no tubo de perfuração 140 ou externo ao tubo de perfuração 140. Um tubo de perfuração, tal como o tubo de perfuração 140, com o meio de comunicações 205, pode coletivamente ser referido com um tubo de perfuração com fio.
Em um sistema de exemplo, o meio de comunicações 205 pode estar localizado em um espaço anular interno do tubo de perfuração 140. 0 meio de comunicações 205 pode compreender uma ou mais camadas concêntricas de um condutor e um isolante dispostas na coluna de perfuração. Em um outro sistema de exemplo, o tubo de perfuração 140 pode ter um canal perfurado à pistola através de pelo menos porções de seu comprimento. Em um tubo de perfuração 140 como esse, o meio de comunicações 205 pode estar colocado no canal perfurado à pistola. Em um outro sistema de exemplo, o meio de comunicações 205 pode estar localizado plena ou parcialmente em um alojamento de proteção, tal como uma tubulação capilar que corre por pelo menos uma porção do comprimento do tubo de perfuração 140. O alojamento de proteção pode ser afixado ou orientado para o diâmetro interno de tubo de perfuração ou estabilizado no furo de tubo de perfuração. O meio de comunicações 205 pode ser um fio, um cabo, um fluido ou uma fibra, ou qualquer outro meio. Em certas implementações, o meio de comunicações pode permitir altas taxas de transferência de dados. O meio de comunicações 205 pode incluir um ou mais percurso de comunicações. Por exemplo, um percurso de comunicações pode se conectar a um ou mais sensores de força 175, enquanto um outro percurso de comunicações pode se conectar a outros um ou mais sensores de força 175. 0 meio de comunicações 205 pode se estender a partir do tubo de perfuração 140 para os subs 155, o combinação do colar de perfuração 145, as ferramentas de MWD/LWD 150, e a broca 160. O meio de comunicações 205 pode incluir conectores físicos ou condutores de combinação para a completação de uma transação no meio de comunicações 205 através de juntas de tubo de perfuração e outras conexões. 0 meio de comunicações 205 pode transitar de um tipo para um outro ao longo da coluna de perfuração. Por exemplo, uma ou mais porções do meio de comunicações 205 podem incluir um barramento de comunicações de sistema de LWD. Uma ou mais porções do meio de comunicações 205 podem compreender uma ligação eletromagnética de "salto curto" ou uma ligação de telemetria acústica. As ligações eletromagnéticas de "salto curto" ou a ligação de telemetria acústica podem ser usadas para uma interface entre as juntas de tubo de perfuração ou através de componentes de coluna de perfuração difíceis de ligar por fio, tais como motores de lama. Em certas implementações, o meio de comunicações pode incluir telemetria de salto longo (isto é, de um transmissor de poço abaixo para um receptor de superfície). Por exemplo, a telemetria de salto longo pode ser uma telemetria de pulso de lama, uma telemetria eletromagnética através da Terra, ou uma telemetria acústica através da coluna de perfuração. A telemetria de salto longo pode empregar uma ou mais repetidoras.
Um processador 180 pode ser usado para a coleta e a análise de dados de um ou mais sensores de força 175. Este processador 180 pode processar os dados de força e prover uma saida que é uma função dos dados de força processados ou não processados. Esta saida então pode ser usada no processo de perfuração. O processador pode incluir uma ou mais unidades de processamento que operam em conjunto (por exemplo, simetricamente ou em paralelo) ou uma ou mais unidades de processamento que operam separadamente. As unidades de processamento podem estar na mesma localização ou em localizações distribuídas. 0 processador 180 alternativamente pode estar localizado abaixo da superfície, por exemplo, na coluna de perfuração. O processador 180 pode operar a uma velocidade que é suficiente para ser útil no processo de perfuração. O processador 180 pode incluir ou ter uma interface com um terminal 185. O terminal 185 pode permitir que um operador interaja com o processador 180. 0 meio de comunicações 205 pode transitar para a conexão da coluna de perfuração ao processador 180. A transição pode incluir um contato mecânico, o qual pode incluir uma conexão elétrica de escova rotativa. A transição pode incluir uma ligação não de contato, a qual pode incluir um acoplamento indutivo ou uma ligação eletromagnética de salto curto.
Os sensores de força 175 podem se comunicar com o processador 180 através do meio de comunicações 205. As componentes pelo meio de comunicações 2 05 podem ser na forma de comunicações de rede usando-se, por exemplo, uma Ethernet. Cada um dos sensores de força 175 pode ser localizado individualmente ou em um ou mais grupos.
Alternativamente, as comunicações podem ser ponto a ponto. Qualquer que seja a forma que ele assuma, o meio de comunicações 205 pode prover uma comunicação de dados de alta velocidade entre os sensores no furo de poço 165 e o processador 180. A velocidade e as características de largura de banda do meio de comunicações 205 podem permitir que o processador 180 realize uma coleta e uma análise de dados a partir dos sensores de força 175 rápidas o bastante para uso no processo de perfuração. Estas coleta e análise de dados podem ser referidas como um processamento "em tempo real". Portanto, como usado aqui, o termo "em tempo real" significa uma velocidade que é útil no processo de perfuração.
Uma porção de um componente de coluna de perfuração é ilustrada na Fig. 3. A título de exemplo, o componente de coluna de perfuração ilustrado é uma junta de tubo de perfuração 140. Uma implementação similar pode ser aplicada a um ou mais dentre os subs 155, colares, ferramentas de MWD/LWD 175 ou a broca 160. A junta de tubo de perfuração de exemplo tem uma seção de reforço de extremidade de caixa alongada. Um receptáculo de sensor - módulo 305 é definido por um recesso no exterior da seção de reforço alongada de junta de tubo de perfuração, abaixo das roscas de conexão de espelho rotativo. O receptáculo de sensor - módulo 305 pode ser de qualquer tamanho ou formato adequado para se encaixar e reter pelo menos uma porção de um sensor de força 175. 0 sensor de força 175 pode incluir um módulo de eletrônica 310. 0 receptáculo de sensor - módulo 305 também pode incluir roscas para se reter pelo menos uma porção do sensor de força 175 (por exemplo, o módulo de eletrônica 310) no receptáculo de sensor - módulo 305. O tubo de perfuração 140 também pode incluir um ou mais acopladores de tubo de perfuração, tal como um acoplador de tubo de perfuração 315, para acoplamento de sinais entre porções da coluna de perfuração. O meio de comunicações 205 pode ser disposto no tubo de perfuração 140, e os acopladores de tubo de perfuração, tal como o acoplador de tubo de perfuração 315, podem acoplar sinais módulo meio de comunicações 205. Quando o receptáculo de sensor - módulo 305 está vazio, uma cobertura de receptáculo de sensor -módulo pode ser usada para a cobertura do receptáculo de sensor - módulo 305. Uma cobertura de receptáculo de sensor - módulo de exemplo (não mostrado) pode ter um exterior para encaixe do receptáculo de sensor - módulo 305. A Figura 3 mostra um módulo de eletrônica de exemplo 310 alinhado para a inserção em um receptáculo de sensor - módulo 305. A Figura 3 mostra um receptáculo de sensor - módulo de exemplo com o módulo de eletrônica 310 removido para destaque dos detalhes remanescentes no receptáculo de sensor - módulo. As localizações de exemplo (não limitativas) no receptáculo de sensor - módulo são mostradas no lado direito da Figura 3 para acoplamento de um ou mais dispositivos sensores 340, os quais podem ser elementos de um sensor de força 175. Os dispositivos sensores podem ser, por exemplo, dispositivos de medidores de deformação ou conjuntos de medidores de deformação (por exemplo, pontes ou rosetas). Essas localizações de exemplo podem ser localizações ao longo de uma parede do receptáculo de sensor - módulo 305, o qual pode ser uma parede substancialmente cilíndrica. As localizações de exemplo para a montagem de dispositivos sensores podem ser na superfície de fundo (isto é, radialmente mais para dentro) do receptáculo de sensor - módulo 305. Um ou mais dispositivos sensores podem ser configurados em um receptáculo de sensor - módulo 305 com qualquer uma das quantidades de dispositivo sensor, simetria, tipos, direções, orientações, abordagens de acoplamento, e outras características dos dispositivos sensores discutidas acima. A fiação entre os dispositivos sensores 340 e os módulos de eletrônica 310 pode ser direcionada através de orifícios ou ranhuras a partir de um ou mais dispositivos sensores para o módulo de eletrônica 310, usando-se conectores ou soldagem direta. 0 módulo de eletrônica 310 pode ter recursos complementares, tais como roscas, para encaixe nas roscas do receptáculo de sensor - módulo 305. O módulo de eletrônica 310 pode ter um exterior de proteção e pode ter anéis em O 325 para isolamento dele das condições ambientes externas ao tubo de perfuração 140, o qual pode incluir a lama fluindo em torno do tubo de perfuração 140. Pelo menos uma porção do módulo de eletrônica 310 pode ser inserida e removida do receptáculo de sensor - módulo 305 para permitir uma troca ou substituição, com base no tipo de dados a serem coletados na porção do tubo de perfuração 140 onde o sensor de força 175 estiver localizado, ou para manutenção. O módulo de eletrônica 310 pode incluir um conector 330 para combinação com um conector 335 no receptáculo de sensor - módulo 305.
Os sensores de força 175 também podem estar localizados nas extremidades de pino de elementos de coluna de perfuração, por exemplo, juntas de tubo de perfuração. Um diagrama de seção transversal da extremidade de pino 405 de uma junta de tubo de perfuração é mostrado na Fig. 4. A extremidade de pino 4 05 da junta pode incluir um receptáculo de sensor - módulo 305. Um ou mais dispositivos sensores podem ser configurados no receptáculo de sensor -módulo 305, por exemplo, com qualquer uma das quantidades de dispositivo sensor, simetria, tipos, direções, orientações, abordagens de acoplamento, fiação, e outras características dos dispositivos sensores discutidas acima. Um ou mais sensores de força 175 podem ser afixadas ao exterior da junta de tubo de perfuração. Um ou mais sensores de força 175 podem incluir um ou mais dispositivos sensores afixados ao exterior da junta de tubo de perfuração, um módulo de eletrônica localizado em outro lugar (por exemplo, em um receptáculo de sensor - módulo 305), e a fiação entre os dois. Um ou mais sensores de força 175 ou porções de sensor de força 175 (por exemplo, dispositivos sensores) podem ser envolvidos em uma cobertura 410. Em certas implementações, a cobertura 410 pode incluir, por exemplo, um elastômero hermético ou um epóxi. Um ou mais sensores de força 175 montados no exterior do tubo de perfuração podem estar localizados próximos do reforço de extremidade de pino. Um ou mais sensores de força 175 montados no exterior do tubo de perfuração podem estar localizados em uma seção de área de seção transversal menor, como mostrado na Fig. 4. Essa montagem pode prover uma deformação maior para uma dada força ou um dado torque, se comparado com a montagem em uma seção de reforço e pode melhorar a qualidade de medição de força ou torque (por exemplo, a resolução). Em geral, um ou mais sensores de força 175 podem ser configurados para a medição de um ou mais dentre tração, compressão, torque ou flexão. A inserção de extremidade de pino 405 pode incluir um ou mais acopladores de comunicações, tal como o acoplador de tubo de perfuração 315. 0 meio de comunicações 205 pode ser disposto no tubo de perfuração.
Um diagrama de seção transversal de um sub 155 de exemplo é mostrado na Fig. 5. O sub 155 mostrado na Fig. 5 pode incluir roscas para afixação entre duas juntas de tubo de perfuração. Uma junta de caixa alongada 500 do sub 155 é mostrada como um exemplo com uma implementação similar possível em outros componentes de coluna de perfuração. Um sensor de força 175 é mostrado compreendido por um módulo de eletrônica 310, um ou mais dispositivos sensores 340, e uma fiação 505 entre os dispositivos sensores 340 e o módulo de eletrônica 310. Uma ou mais porções do exterior do sub 155 podem ser cortadas ou usinadas e removidas para a formação de "partes planas" relativamente rasas, tal como a parte plana 510 em uma ou mais localizações. Uma ou mais partes planas 510 podem ser orientadas em torno da circunferência de sub 155. Um ou mais dispositivos sensores 340 podem ser aderidos às partes planas 510. Os dispositivos sensores aderidos 340 podem ser protegidos da lama ambiente com uma superposição. A superposição pode ser, por exemplo, um epóxi ou um elastômero. Um faceamento rígido 515, tal como uma superposição de satélite, também pode ser empregado próximo das partes planas para proteção da parede de furo de poço. 0 sensor de força 175 pode incluir dispositivos sensores "de imitação" proximamente localizados e acoplados de maneira a não responderem a uma deformação no elemento de coluna de perfuração. Alternativamente, ou além disso, um ou mais dispositivos sensores 340 podem ser acoplados ao furo interno de sub 155. A extremidade de caixa do sub 155 pode ser perfurada atrás para retenção de uma inserção de extremidade de caixa 520. A inserção de extremidade de caixa 520 pode incluir um ou mais módulos de eletrônica 310. A fiação 505 pode ser roteada a partir de um ou mais dos dispositivos sensores 340 acoplados ao exterior do sub 155 através de orifícios perfurados e através de conectores de vedação herméticos, para a conexão ou a soldagem ao módulo de eletrônica 310. A fiação 505 pode ser roteada a partir de um ou mais dispositivos sensores 340 acoplados ao furo interno de sub 155 para o módulo de eletrônica. O módulo de eletrônica 310 pode incluir um acoplador para acoplamento do sensor de força 175 ao meio de comunicações 205. O sub 155 e a inserção de extremidade de caixa 520 podem incluir um ou mais dispositivos sensores 340 configurados para a medição de um ou mais dentre tração axial, compressão axial, torque ou flexão. A inserção de extremidade de caixa pode incluir um ou mais acopladores de comunicações. O meio de comunicações 205 pode ser disposto no sub 155. Como discutido acima, o sub 155 pode incluir um equipamento de comunicação.
Um sensor de força de exemplo 175, mostrado esquematicamente na Fig. 6, inclui um dispositivo sensor 340 para a produção de um sinal indicativo da força que ele experimenta. A saída do dispositivo sensor 340 pode ser digital ou analógica. Dependendo do modo de comunicações usado pelo meio de comunicações 205, a saída do dispositivo sensor 340 pode requerer uma conversão de analógico para digital com um conversor de analógico para digital 610. Em certas implementações, o sensor de força 175 pode incluir uma pluralidade de conversores de analógico para digital 610 para a acomodação de múltiplos dispositivos sensores 340. Em outras implementações, o sensor de força 175 pode incluir um multiplexador (não mostrado) para a acomodação de múltiplos dispositivos sensores 340 com menos conversores de analógico para digital 610. Após o dispositivo sensor 340 ter produzido um sinal indicativo da força medida, o sinal pode ser acoplado ao meio de comunicações 205, usando-se um acoplador de comunicações, o qual pode incluir um acoplador de módulo de eletrônica 615 no sensor de força 175 e pode incluir um acoplador de tubo de perfuração. O acoplador de módulo de eletrônica 615 pode incluir um conector 330 para a inclusão de um sinal no acoplador de tubo de perfuração 705, mostrado na Fig. 7. O acoplador de tubo de perfuração pode incluir um conector 335 para encaixe do conector de acoplador de módulo de eletrônica 330. Os conectores podem incluir uma conexão elétrica direta e os conectores adequados de exemplo deste tipo incluem aqueles da Kemlon e da Greene Tweed, ambas de Houston, Texas. O acoplador de comunicação, o qual é a combinação do acoplador de módulo de eletrônica 615 e do acoplador de tubo de perfuração, realiza transformações de sinal necessárias para acoplamento do sinal de sensor ao meio de comunicações 205. Um acoplador de comunicação de exemplo pode recodificar o sinal do dispositivo sensor 340 ou do conversor de analógico para digital, incluir uma informação de cabeçalho e transmitir o sinal pelo meio de comunicações 205.
Um par complementar de exemplo de conectores de acoplador de módulo de eletrônica e de acoplador de tubo de perfuração 330 e 335 é mostrado esquematicamente em uma vista em corte na Fig. 8. O conector de acoplador de tubo de perfuração 330 inclui dois bujões condutivos 805 e 810, os quais se projetarão a partir do tubo de perfuração 140 na base do receptáculo de sensor - módulo 305. 0 conector de acoplador de sensor complementar 335 inclui dois anéis condutivos 815 e 820. Este arranjo permite que os conectores 330 e 335 se combinem quando, por exemplo, o sensor de módulo de eletrônica 310 for enroscado no receptáculo de sensor - módulo 305. Em uma configuração como essa, o acoplador de tubo de perfuração 705 e o acoplador de módulo de eletrônica 615 têm uma conexão elétrica direta e o acoplador de tubo de perfuração pode estar em contato elétrico direto com o meio de comunicações 205.
Um par complementar de outro exemplo de conectores de sensor - acoplador e tubo de perfuração - acoplador 330 e 335 é mostrado na Fig. 9. O conector de módulo de eletrônica 330 inclui uma antena 905 e o conector de tubo de perfuração - acoplador inclui uma antena 910. Em uma configuração como essa, o acoplador de módulo de eletrônica 615 transmite o sinal indicativo de uma ou mais propriedades medidas para o acoplador de tubo de perfuração, usando uma sinalização sem fio. Por exemplo, o sensor e o acoplador de tubo de perfuração podem se comunicar usando uma telemetria de salto curto ou um outro método de comunicação sem fio. Cada uma das antenas 905 e 910 pode ser qualquer antena ou outro transdutor capaz de prover uma comunicação entre o acoplador de módulo de eletrônica 615 e o acoplador de tubo de perfuração 705.
Em um outro sistema de exemplo, o conector de acoplador de módulo de eletrônica 330 e o conector de acoplador de tubo de perfuração 335 podem incluir indutores ou bobinas. 0 acoplador de módulo de eletrônica 615 pode passar corrente através de seu indutor para criar um campo eletromagnético indicativo do sinal de sensor de força. 0 campo eletromagnético, por sua vez, induz uma corrente no indutor de acoplador de tubo de perfuração. Em um outro sistema de exemplo, os conectores 330 e 335 podem formar duas placas de um capacitor, permitindo que um sinal seja induzido de foram capacitiva na placa oposta. O sensor de força 175 ou a base do receptáculo de sensor - módulo 305 pode incluir um revestimento ou uma inserção para a provisão de um dielétrico entre os conectores 820 e 905 para um acoplamento capacitivo.
Retornando à Fig. 6, os componentes no sensor de força 175 podem requerer potência para a operação. Em um sistema de exemplo, a potência necessária pode ser provida pela fonte de potência 625, a qual pode ser uma bateria, tal como uma bateria de litio. Em um outro sistema de exemplo, a potência necessária pode ser suprida pelo meio de comunicações 205 usando-se, por exemplo, Potência Por Ethernet (POE). Ainda em um outro sistema de exemplo, uma linha de potência separada pode ser passada através do tubo de perfuração 140 e derivações podem ser providas para os sensores de força 175 afixados. Um ou mais sensores de força 175 podem ser acionados a partir de um barramento central com a potência provida a partir da superfície, ou a partir de um módulo de bateria central de poço abaixo. A potência pode ser gerada, por exemplo, por um gerador de poço abaixo acionado pelo fluxo de lama ou pela rotação do tubo de perfuração ou por uma outra fonte de potência.
Um sistema de exemplo para a detecção de condições poço abaixo com base em uma ou mais medições de força a partir de um ou mais sensores de força 175 é mostrado na Fig. 10. 0 processador 180 gera um conjunto de valor esperado de valores esperados de força (bloco 1005). O processador 180 recebe uma ou mais medições de força dos sensores de força 175 (bloco 1010). 0 processador 180 pode criar um conjunto de valor medido a partir das medições de força recebidas e pode determinar um ou mais gradientes de valor medido (blocos 1015 e 1020) . 0 processador 180 pode comparar o perfil de força medida com um perfil de força esperada (bloco 1025) para a detecção de uma condição poço abaixo. Se o processador detectar uma condição poço abaixo (bloco 1030, o qual é mostrado em maiores detalhes na Fig. 13) , ele pode identificar, localizar e caracterizar a condição poço abaixo (bloco 1035, o qual é mostrado em maiores detalhes na Fig. 14). 0 processador 180 pode realizar outras ações (bloco 1040). Independentemente de o processador 180 detectar uma condição poço abaixo (bloco 1030), ele pode modificar o conjunto de valor esperado (bloco 1045) e pode retornar para o bloco 1010. A criação do conjunto de valores de força esperada (bloco 1005) pode incluir receber uma ou mais forças esperadas a partir de uma fonte externa (por exemplo, um usuário, um banco de dados ou um outro processador). A criação do conjunto de valor esperado pode incluir acessar resultados de simulação tais como resultados de modelagem. A modelagem para a criação dos valores de força esperada pode incluir uma modelagem de torque e arrasto. A modelagem de torque e arrasto pode considerar um ou mais dos seguintes: propriedades mecânicas e outras do furo de poço e da coluna de perfuração, propriedades de fluido, operações em processo, medições prévias de força do furo de poço 165 ou outros furos de poço, ou outras medições. A modelagem de torque e arrasto pode considerar as dimensões e as propriedades de material dos elementos de coluna de perfuração. A modelagem de torque e arrasto pode considerar dados de pesquisa de furo de poço. Uma outra modelagem pode ser usada na criação do conjunto de valor de força esperado, incluindo uma modelagem hidráulica. Outras medições também podem ser usadas na criação do conjunto de valor de força esperado, incluindo medições de pressão de um ou mais dentre o tubo bengala 196, pontos ao longo da coluna de perfuração, ou pontos ao longo do furo de poço 165. Em algumas implementações, um conjunto de valor esperado pode ser criado pela cópia de um ou mais valores de um conjunto de valor medido. Em outras implementações, um conjunto de valor esperado pode ser criado pelo uso de valores de um conjunto de valor medido e pelo ajuste ou operação sobre os valores de acordo com um algoritmo ou um modelo. Algumas implementações utilizando conjuntos de valor medido para a criação de um ou mais conjuntos de valor esperado podem usar conjuntos de valor medido a partir de uma janela de tempo recente, uma janela de tempo anterior, ou múltiplas janelas de tempo. Certos conjuntos de valor esperado de exemplo podem ser derivados a partir de uma análise de tendência de conjuntos de valor medido, tais tendências sendo observadas ou calculadas com referência a, por exemplo, tempo decorrido, tempo de circulação, tempo de perfuração, profundidade, uma outra variável ou combinações de variáveis. 0 conjunto de valor esperado pode incluir um ou mais valores de força em uma ou mais profundidades no furo de poço 165. As profundidades podem ser localizações de interesse no furo de poço 165. Um conjunto de valores esperados pode ser provido ou determinado correspondente a toda ou uma porção do percurso de coluna de perfuração no furo de poço 165.
Cada conjunto de valor esperado pode representar um ou mais perfis de força. Um perfil de força pode incluir um conjunto de duas ou mais forças, e um conjunto de duas ou mais profundidades, ou faixas de profundidades, onde cada força corresponde a uma profundidade ou uma faixa de profundidades. Os perfis de força podem existir, podem ser mensuráveis e podem ser modeláveis ao longo do furo de poço 165.
Os perfis de força de exemplo podem incluir um ou mais perfis de força axial de coluna de perfuração, os quais podem representar tração ou compressão na coluna de perfuração, ou ambos. Outros perfis de força de exemplo podem incluir um ou mais perfis de arrasto de furo de poço.
Os perfis de arrasto de furo de poço podem representar as forças associadas ao movimento axial de resistência de furo de poço da coluna de perfuração, e podem depender de um ou mais dentre perfil de atrito entre furo de poço e coluna de perfuração, dimensões de coluna de perfuração e pesos flutuantes, percurso de furo de poço e ângulos, carga de gancho e outros fatores. Os perfis de arrasto de furo de poço podem incluir arrasto estático (isto é, a força a vencer para mover) ou arrasto dinâmico (isto é, a força resistindo a um movimento durante um movimento). Os perfis de arrasto de furo de poço podem ser calculados ou modelados usando-se perfis de força axial. Outros perfis de força de exemplo podem incluir perfis de torque de coluna de perfuração, os quais podem representar o torque em pontos ao longo da coluna de perfuração refletindo fontes de torque e pontos de reação, incluindo um ou mais dentre: o acionamento rotativo de superfície, a interação de rocha e broca, o motor de lama, a interação coluna de perfuração e furo de poço, e outras fontes ou pontos de reação. Outros perfis de força de exemplo podem incluir perfis de torque de furo de poço, os quais podem representar as forças atuando sobre um braço de momento resistindo à rotação da coluna de perfuração. Os perfis de torque de furo de poço podem depender de um ou mais dentre: o perfil de atrito entre o furo de poço e a coluna de perfuração, as dimensões de coluna de perfuração e os pesos flutuantes, o percurso de furo de poço e os ângulos, a carga de gancho e outros fatores. Os perfis de torque de furo de poço podem incluir torque estático (isto é, o torque a ser vencido para se começar uma rotação) ou torque dinâmico (isto é, o torque resistindo a uma rotação durante uma rotação). Os perfis de torque de furo de poço podem ser calculados ou modelados usando-se um ou mais dos perfis de força axial e dos perfis de torque de coluna de perfuração. Os perfis de força de exemplo podem incluir combinações aritméticas ou outras ou a superposição de perfis.
Os valores de força esperados, ou o conjunto de valor esperado de força, podem ser derivados de um conjunto atual (por exemplo, o mais recentemente adquirido) de uma ou mais forças medidas, um conjunto de força medida atual, ou um gradiente de força medida atual. 0 processador 180 ou o usuário pode derivar os valores esperados de força a partir destas uma ou mais forças medidas ou gradientes de força medida pela extrapolação de um gradiente medido cobrindo uma faixa de profundidade em particular para uma faixa de profundidade maior. Da mesma forma, o processador 180 ou o usuário pode realizar uma derivação como essa pela interpolação entre dois gradientes medidos.
Durante a perfuração do furo de poço 165, o processador 180 pode mudar o conjunto de valor esperado para refletir mudanças no poço. Por exemplo, o processador 180 pode mudar o conjunto de valor esperado para refletir o progresso de perfuração (por exemplo, uma profundidade crescente). O processador 180 pode mudar o conjunto de valor esperado para refletir o comprimento e as propriedades de coluna de perfuração. 0 processador 180 pode alterar o conjunto de valor esperado para consideração de um ou mais eventos ou condições de processo de perfuração conhecidas ou desconhecidas. As mudanças no conjunto de valor esperado podem ser consistentes ou inconsistentes com a modelagem, previsões ou a experiência.
Quando da geração do conjunto de valor esperado, o processador 180 pode considerar um ou mais fatores tendo impacto sobre uma força na coluna de perfuração, incluindo as dimensões da coluna de perfuração (por exemplo, os diâmetros interno e externo de juntas ou outras porções da coluna de perfuração e outros elementos de coluna de perfuração), o percurso de pesquisa e os ângulos de furo de poço 165, e dimensões do furo de poço 165. O processador 180 também pode considerar uma ou mais profundidades correspondentes a uma ou mais forças medidas no furo de poço 165 ou na coluna de perfuração. 0 processador 180 pode considerar as propriedades de fluido de perfuração (por exemplo, vazões, densidades) e se uma ou mais porções do furo de poço 165 são revestidas ou de poço aberto. O processador 180 pode ser provido com ou pode calcular uma ou mais profundidades, quando do cálculo do conjunto de valor esperado. As profundidades podem incluir uma ou mais das seguintes: a profundidade vertical verdadeira (TVD) (isto é, apenas a componente vertical da profundidade) , e a profundidade medida (MD) (isto é, a distância sem direção a partir do começo do furo de poço ou um outro ponto de referência escolhido, tal como o nivel do terreno, o nivel do mar, ou o nivel de sonda, até o fundo do furo de poço ou um outro ponto de interesse ao longo do furo de poço). O processador 180 pode ser provido com dados de estação de pesquisa planejados ou medidos (por exemplo, a inclinação e o azimute) para um ou mais pontos ao longo do percurso de poço, com profundidades correspondentes MD ou TVD, e o processador 180 pode usar os dados de estação de pesquisa para o cálculo de um percurso de poço. 0 percurso de poço pode incluir inclinações e azimutes para alguns ou todos os pontos do poço, os quais podem ser derivados a partir de uma ou mais entradas de dados reais em estações de pesquisa ou interpolações entre eles. 0 processador 180 pode gerar um ou mais conjuntos de valor esperado para diferentes operações de processo de perfuração diferentes. Por exemplo, o processador 180 pode gerar um ou mais conjuntos de valor esperado, para recolhimento, folga, deslizamento, perfuração rotativa com peso sobre broca, perfuração com deslizamento, retroescareamento, manobra, e para o caso em que a coluna de perfuração está girando fora do fundo. O processador pode considerar dados ou valores planejados para parâmetros operacionais, tais como carga de gancho, RPM rotativa, torque rotativo, peso sobre broca poço abaixo, torque sobre broca poço abaixo, perda de pressão de motor de lama, ou outros parâmetros operacionais. A perda de pressão de motor de lama pode ser usada para inferir um torque sobre broca poço abaixo. Em certas implementações, o conjunto de valor esperado é gerado dinamicamente, com base na operação de processo de perfuração atual. Em outras implementações, conjuntos de valor esperado diferentes são gerados para operações de processo de perfuração diferentes. Em outras implementações, um conjunto de valor esperado é criado para uma operação de processo de perfuração e modificado para outras operações de processo de perfuração.
Um furo de poço de exemplo 1100 que pode ser modelado pelo processador 180 é mostrado esquematicamente na Fig. 11. O furo de poço 1100 inclui um segmento vertical 1105, um segmento de "seção tangente" 1110 disposto na porção vertical 1105 em um ângulo de inclinação 1115, e um segmento horizontal 1120. Um furo de poço 1100 com um segmento vertical revestido 1105 de 914,4 metros, um segmento não revestido 1110 de 914,4 metros, um ângulo de inclinação 1115 de 60 graus, e um segmento horizontal não revestido 1120 de 548, 64 metros servirá como a base de exemplos por vir. Esta descrição de furo de poço de exemplo é simplista, mas demonstrativa para fins de discussão de exemplos do sistema. Entre as seções vertical e tangente, e entre as seções tangente e horizontal é assumido haver curvas suaves, mas elas não são mostradas por simplicidade. Os furos de poço reais podem incluir outros aspectos geométricos, incluindo curvaturas azimutais. As seções curvas, em um ou ambos dentre inclinação e azimute, podem formar transições entre segmentos retos ou as seções curvas podem tomar o lugar de um ou mais segmentos retos. Outros furos de poço de exemplo podem incluir percursos de poço complexos. Outros aspectos de furo de poço podem ser considerados quando da modelagem do furo de poço 165. Esses aspectos podem incluir diâmetros de furo, tipos de formação, tipo de revestimento, tortuosidade de furo de poço, fatores de atrito, e tipo de lama. Uma coluna de perfuração de exemplo pode ser modelada pelo processador 180 no furo de poço 1100 de exemplo. A modelagem pode incluir um ou mais intervalos de elementos de coluna de perfuração (por exemplo, tubo de perfuração, colares, ferramentas de MWD) de um ou mais pesos unitários (por exemplo, quilos por metro) , e uma ou mais dimensões (por exemplo, diâmetros externos). Uma coluna de perfuração de exemplo simples, a qual pode ser modelada, pode ser composta predominantemente por juntas múltiplas de uma coluna de perfuração de peso único. Outras colunas de perfuração de exemplo podem ser modeladas, incluindo vários intervalos de coluna de perfuração de peso diferente e colares, opcionalmente com ferramentas de MWD, tudo com suas próprias dimensões.
Um conjunto de valor esperado de exemplo baseado em furo de poço 1100 tendo dimensões descritas abaixo é mostrado na Fig. 12. As linhas mostradas na Fig. 5 podem representar pontos de dados subjacentes (por exemplo, tração versus profundidade). Este conjunto de valor esperado de exemplo assume que a coluna de perfuração esteja encaixada em recolhimento. O conjunto de valor esperado é mostrado pedaço a pedaço para cada um dos segmentos de furo de poço correspondentes, e a interface entre as porções (isto é, os segmentos 1210, 1215 e 1220) do conjunto de valor esperado não é mostrada no gráfico. Em certas implementações, as seções curvas entre as porções podem ser geradas. O conjunto de valor esperado 1205 mostra tração de coluna de perfuração versus a percentagem de profundidade medida para a profundidade total da coluna de perfuração no furo de poço. O segmento 1210 representa a tração de coluna de perfuração através do segmento de furo de poço 1120. O segmento 1215 representa a tração de coluna de perfuração através do segmento de furo de poço de 60 graus 1110. O segmento 1220 representa a tração de coluna de perfuração no segmento vertical 1105.
Retornando à Fig. 10 e com referência aos elementos de sistema mostrados na Fig. 1, uma vez que a coluna de perfuração tenha entrado no furo de poço 165, o processador 180 recebe medições de força de um ou mais sensores de força 175 (bloco 1010). 0 processador 180 cria um conjunto de valor medido (bloco 1015). O processador 180 pode determinar ou um mais gradientes de valor medido (isto é, a mudança na força versus profundidade medida). Certas implementações de exemplo incluem pelo menos três sensores de força 175 para a provisão de pelo menos dois gradientes. Certas implementações de exemplo incluem pelo menos um gradiente correspondente a cada uma de pelo menos duas seções da coluna de perfuração ou do furo de poço, tais seções correspondentes, por exemplo, a: (a) faixas de ângulo de furo (por exemplo, seções verticais, curvas, tangentes, horizontais); (b) comprimentos de tipo de elemento de coluna de perfuração comum (por exemplo, por colares, por tubo de peso pesado, por tubo de perfuração); (c) comprimentos de diâmetros de revestimento diferentes ou diâmetros de furo; (d) comprimentos de exposição de furo de poço a um ou mais tipos de formação em particular; ou (e) revestido versus de poço aberto.
Em certas implementações de exemplo, o processador pode não determinar um ou mais gradientes (bloco 1020). Por exemplo, se o processador 180 estiver detectando pelo menos uma condição poço abaixo, a qual pode ser detectada pela observação de diferenças absolutas entre uma ou mais forças medidas, ou entre uma ou mais forças medidas e uma ou mais forças esperadas, ele pode não determinar um ou mais gradientes. 0 número e a localização dos sensores de força 175 podem afetar o número de pontos de dados de força versus profundidade disponíveis no conjunto de valor medido. Adicionalmente, um sensor de força 175 que é movido de uma localização para uma outra (por exemplo, durante uma perfuração ou uma manobra) pode prover múltiplos pontos de dados em um conjunto de valor medido.
Certas implementações de exemplo podem incluir a criação de um conjunto de valor medido (bloco 1015) incluindo uma ou mais medições de força a partir de sensores de superfície não realmente na coluna de perfuração, como descrito anteriormente. Nessas implementações, uma ou mais medições de força (por exemplo, tração, torque) correspondentes ao topo da coluna de perfuração podem ser inferidas a partir das medições de força de sensor de superfície. Pelo menos dois pontos de dados de força versus profundidade podem ser usados para a determinação de um gradiente de valor medido. Quando os pontos de dados de força versus profundidade não estão disponíveis, o processador 180 pode estimar um ou mais pontos de dados de força versus profundidade. O processador 180 pode estimar pontos de dados de força versus profundidade pela interpolação entre os pontos de dados, extrapolação de gradientes ou determinação de transições entre gradientes.
Em um certo sistema de exemplo, o conjunto de valor medido de forças (por exemplo, valores medidos de tração / compressão ou torque), o conjunto de valor esperado de forças (por exemplo, valores esperados de tração / compressão ou torque) , ou ambos podem ser exibidos para o operador, usando-se o terminal 185. Por exemplo, o conjunto de valor medido pode ser justaposto ao conjunto de valor esperado usando-se o terminal 185, permitindo que o usuário manualmente detecte, identifique, caracterize ou localize uma condição poço abaixo. Os conjuntos de valor medido e os conjuntos de valor esperado podem ser apresentados para o usuário em um formato gráfico (por exemplo, um quadro, um perfil de registro, um gráfico, ou uma série de gráficos) ou em um formato textual (por exemplo, uma tabela de valores). Certos sistemas de exemplo podem incluir a apresentação de uma evolução de um ou mais dos conjuntos de valor medido e dos conjuntos de valor esperado para o usuário. Por exemplo, o sistema pode exibir uma série de gráficos para o usuário para demonstração da evolução de um ou mais dos conjuntos de valor medido e dos conjuntos de valor esperado. 0 sistema pode exibir uma evolução do conjunto de valor medido e do conjunto de valor esperado. Certas evoluções podem ser evoluções ao longo do tempo, da profundidade ou de outras variáveis ou combinações de variáveis.
As forças medidas individuais (por exemplo, trações / compressões ou torques) no conjunto de valor medido podem ser medidas em uma janela de tempo curto (por exemplo, segundos) para um atraso minimizado na detecção de condições. Em muitas implementações, as forças medidas individuais no conjunto de valor medido podem ser medidas de forma substancialmente simultânea. Como usado aqui, "de forma substancialmente simultânea" significa apenas que as medições são tomadas no mesmo período de tempo durante o qual não se espera que as condições mudem significativamente, no contexto do processo operacional em particular. Muitas condições de furo de poço (por exemplo, acúmulo de cortes) podem ser detectadas usando-se conjuntos de valor medido, cujos valores são obtidos em uma janela de tempo de minutos. Durante processos operacionais transientes, tais como uma manobra, e para a detecção de eventos ou condições os quais têm uma constante de tempo mais rápida, uma janela de tempo mais curta para a coleta e a análise de um conjunto de valor medido pode ser preferida. As forças medidas individuais ao longo da coluna de perfuração no conjunto de valor medido podem ser medidas em uma janela de tempo curta (por exemplo, em um segundo ou menos), e esse processo de medição de janela de tempo curto então pode ser repetido uma ou mais vezes adicionais durante uma janela de tempo maior de segundos a minutos. Um conjunto de valor medido médio pode ser criado a partir do cálculo da média de múltiplos valores para cada sensor de força. Outras estatísticas podem ser desenvolvidas para cada força medida no conjunto de valor medido. As estatísticas podem incluir, por exemplo, valores mínimo e máximo e desvio padrão. Valores médios, opcionalmente em conjunto com outras estatísticas, podem ser preferidos para uso durante certos processos operacionais, nos quais as condições são antecipadas como tendo um elemento dinâmico (por exemplo, aderência ou deslizamento durante uma perfuração).
As forças medidas individuais no conjunto de valor medido podem ser medidas seqüencialmente. Em algumas implementações de exemplo, a seqüência pela qual as forças são medidas pode ser controlável, por exemplo, pelo processador 180. Por exemplo, a seqüência pela qual as forças são medidas pode ser determinada por um algoritmo baseado em condições de perfuração ou outros fatores.
Os sistemas de exemplo podem prover forças medidas versus esperadas, perfis ou gradientes em processos operacionais diferentes de construção de poço, incluindo, por exemplo, e sem limitação: perfuração rotativa no fundo, deslizamento, manobra, circulação fora de fundo, circulação para cima de cabeceio, circulação de lamas viscosas ou tipos de lama de transição, recolhimento e retroescareamento.
Um sistema de exemplo para se determinar se há uma condição poço abaixo (bloco 1030) é mostrado na Fig. 13. Em geral, uma condição poço abaixo pode incluir qualquer condição ou evento regular ou irregular, estático ou dinâmico, ao longo da coluna de perfuração ou no furo de poço. As condições poço abaixo de exemplo podem incluir, mas não estão limitadas a um ou mais dos seguintes: desvio de furo de poço, restrição de furo, acúmulo de cortes, aderência diferencial, lavagem ou influxo. 0 180 pode determinar se uma ou mais medições de força estão fora de faixa (bloco 1305) e, se assim for, ele retorna "S" (bloco 1310); caso contrário, ele retorna "N" (bloco 1315). 0 processador 180 pode determinar se qualquer uma das quantidades está fora de faixa (blocos 1305) ao determinar se a diferença entre a propriedade medida (por exemplo, tração / compressão, torque, gradiente de tração / compressão, ou gradiente de torque medido) e a propriedade esperada (por exemplo, tração / compressão, torque, gradiente de tração / compressão, ou gradiente de torque esperado) é maior do que um delta máximo para a propriedade.
Em certas implementações, o delta máximo pode ser determinado automaticamente pelo processador 180. Em outras implementações, o delta máximo pode ser introduzido por um operador. Em outras implementações, o delta máximo pode ser obtido a partir de um processador separado ou modelo. Em certas implementações, o delta máximo pode ser determinado por um operador ou um modelo independente baseado em uma ou mais forças medidas. A determinação de delta máximo pode ser baseada em uma diferença absoluta versus um valor esperado, ou pode ser baseada em um desvio percentual do valor esperado. O delta máximo pode ser baseado em uma função. Por exemplo, o delta máximo pode aumentar ou diminuir com a profundidade. O delta máximo pode variar por uma faixa de profundidade ou por uma fase operacional. A determinação de delta máximo também pode ser dependente do tempo. Em certas implementações, uma diferença entre uma força medida e uma força esperada excedendo ao delta máximo pode não ser atuada, a menos que persista por uma duração em particular ou mais tempo. 0 delta máximo pode incluir um ou mais critérios estatísticos, por exemplo, ele pode incluir uma média geométrica, uma média aritmética, ou um desvio padrão de deltas coletados por uma duração escolhida.
Retornando à Fig. 10, se o processador 180 determinar que não há uma condição poço abaixo (bloco 1030) , ele pode modificar o conjunto de valor esperado (bloco 1045) e retornar para o bloco 1005. Em certas implementações, o processador pode não executar o bloco 1045 sem uma entrada de operador (por exemplo, revisão, aprovação, entrada ou intervenção). Em outras implementações, o bloco 1045 pode ser executado sem uma intervenção de operador. Em um sistema de exemplo, o processador 180 modifica o conjunto de valor esperado com base em um ou mais parâmetros ou conjuntos de parâmetros (por exemplo, gradientes de força real) observados ou medidos poço abaixo. Uma atualização como essa pode prover a consideração do novo conjunto de valor esperado para circunstâncias novas ou atualizadas (por exemplo, profundidade de furo aumentada, junta adicionada de tubo de perfuração, carga em gancho mudada, densidade de fluido mudada, RPM rotativa mudada, e/ou taxa de penetração mudada) as quais não são julgadas condições poço abaixo (bloco 1030).
Se o processador 180 determinar que há uma condição poço abaixo (bloco 1030), ele pode identificar a condição (por exemplo, determinar o tipo de condição detectada), ele pode caracterizar a condição poço abaixo (por exemplo, determinar a magnitude ou outras propriedades da condição poço abaixo), ou ele pode localizar a posição da condição poço abaixo (por exemplo, determinar a profundidade ou o intervalo de profundidade da condição detectada) (bloco 1035) , ou ele pode tomar ações adicionais (bloco 1040) .
Um sistema de exemplo para a identificação, a localização e a caracterização de pelo menos uma condição poço abaixo (bloco 1305) é mostrado na Fig. 14. O processador 180 pode identificar e localizar um desvio de furo de poço (bloco 1405) . O processador 180 pode identificar e localizar um acúmulo de cortes (bloco 1410). O processador 180 identifica e localiza outras condições (bloco 1415). O processador pode caracterizar as condições identificadas (bloco 1420). O processador pode retornar uma ou mais dentre identificação, localização e características de condições poço abaixo detectadas (bloco 1425). A identificação e a localização de condições poço abaixo são demonstradas por uma referência aos conjuntos de valor esperado e medido de exemplo nas Fig. 15 a 22. A Fig. 15 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (1505) e um conjunto de valor medido de exemplo (1510) de tração de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração próxima do fundo do furo de poço, engajada em recolhimento. O eixo vertical representa a profundidade medida de furo de poço como uma base de percentagem da profundidade medida total. O conjunto de valor esperado (1505) pode corresponder ao percurso de furo de poço da Fig. 11, e pode representar valores de tração de coluna de perfuração esperados (por exemplo, a partir de uma entrada de usuário, modelagem ou medições anteriores) ao longo do comprimento da coluna de perfuração. Mais especificamente, o conjunto de valor esperado (1505) pode representar: o tração quase nula esperada na broca; o um intervalo de um gradiente em particular esperado (1501) representando uma tração de coluna de perfuração crescente com uma distância crescente a partir do fundo do furo de poço, correspondente ao arrasto por atrito cumulativo (a partir do fundo da coluna de perfuração) ao longo da porção da coluna de perfuração na seção horizontal de furo; o um outro intervalo de um outro gradiente em particular esperado (1502) representando uma tração de coluna de perfuração crescente com uma distância crescente a partir do furo de poço, correspondente a: (a) o arrasto por atrito cumulativo (a partir do fundo deste intervalo) ao longo da porção da coluna de perfuração na seção tangente, mais (b) a componente de peso flutuante cumulativo (a partir do fundo deste intervalo) da coluna de perfuração suportada a partir de cima pela coluna de perfuração em si (isto é, não suportada pelo furo de poço) , mais (c) o deslocamento correspondente à tração total no fundo deste intervalo tangente de coluna de perfuração resultante dos intervalos abaixo; e o um terceiro intervalo principal de um terceiro gradiente em particular esperado (1503) de tração de coluna de perfuração crescente com distância crescente a partir do fundo de poço, correspondente a: (a) a componente de peso flutuante cumulativa (a partir do fundo deste intervalo) da coluna de perfuração suportada a partir de cima pela composição em si (isto é, o peso pendurado) ao longo da seção de furo de poço vertical, mais (b) o deslocamento correspondente à tração total no fundo deste intervalo vertical de coluna de perfuração resultante dos intervalos abaixo. A diferença de deslocamento no conjunto de valor esperado (1505) e no conjunto de valor medido (1510) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido ao longo da faixa mostrada por 1515 pode ser indicativa da localização da condição poço abaixo. A diferença no gradiente de valor esperado e de valor medido pela faixa mostrada por 1515 pode ser indicativa de um acúmulo de corte na seção horizontal média 1120 do furo de poço 1100. O processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de uma condição poço abaixo provável. O processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1515 e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo (em torno da faixa de profundidade medida de 1515). O processador 180 pode observar esta diferença de gradiente e identificar a condição como um acúmulo de corte provável. 0 acúmulo de cortes na seção média horizontal pode aumentar o arrasto por atrito pelo intervalo de acúmulo de cortes, desse modo aumentando o gradiente de tração (isto é, a mudança na tração por mudança na profundidade medida) medido por aquele intervalo. Um gradiente de tração aumentado (a partir de qualquer fonte) por um intervalo pode tender a aumentar a carga de tração total medida durante um recolhimento medido em localizações a partir daquele intervalo até a superfície, o que pode resultar em uma diferença de deslocamento, como também mostrado na Fig. 15. O processador 180 ainda pode determinar que a localização provável do acúmulo de corte está na faixa de profundidade correspondente aos gradientes divergentes entre os conjuntos de valor medido e esperado (por exemplo, na faixa 1515). A Fig. 16 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (1605) e um conjunto de valor medido de exemplo (1610) de tração de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração próxima do fundo do furo de poço engajada em um retroescareamento. O conjunto de valor esperado pode resultar de modelagem, entrada de usuário, ou medição de uma maneira similar à determinação de conjunto de valor esperado associada à Fig. 15. Em certas geometrias de furo de poço, tais como seções horizontais, os valores esperados de tração de coluna de perfuração podem ser negativos (por exemplo, indicando compressão) em certos intervalos de coluna de perfuração durante operações tais como um retroescareamento. A existência de uma diferença de deslocamento entre o conjunto de valor esperado (1605) e o conjunto de valor medido (1610) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1615 pode ser indicativa da localização da condição poço abaixo. A diferença nos gradientes de valor esperado e de valor medido pela faixa mostrada por 1615 pode ser indicativa de acúmulo de cortes na seção média horizontal 1120 do furo de poço 1100. 0 processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de uma condição poço abaixo provável. O processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1615 e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo (em torno da faixa de profundidade medida de 1615). 0 processador 180 pode observar esta diferença de gradiente e identificar a condição como um acúmulo de corte provável. O processador 180 ainda pode determinar que a localização provável do acúmulo de corte está na faixa de profundidade correspondente aos gradientes divergentes entre os conjuntos de valor medido e esperado (por exemplo, na faixa 1615). A Fig. 17 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (1705) e um conjunto de valor medido de exemplo (1710) de tração de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração engajada em deslizamento, por exemplo, durante uma perfuração direcional. Freqüentemente na perfuração direcional, o perfurador fará um retroescareamento como requerido para a obtenção de um peso sobre broca poço abaixo suficiente para a perfuração. O peso sobre broca poço abaixo suficiente pode ser determinado e controlado indiretamente, por exemplo, pela monitoração de um aumento de pressão de tubo bengala correspondente a um torque de motor de lama desejado ou pela monitoração da taxa de penetração. A operação de deslizamento da Fig. 17 é similar à operação de retroescareamento da Fig. 16, com a adição de peso (isto é, compressão de coluna de perfuração) sobre a broca. 0 conjunto de valor medido da Fig. 17 pode ser obtido durante uma perfuração com deslizamento. Como na discussão do retroescareamento, a existência de uma diferença de deslocamento entre o conjunto de valor esperado (1705) e o conjunto de valor medido (1710) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1715 pode ser indicativa da localização da condição poço abaixo. A diferença nos gradientes de valor esperado e de valor medido pela faixa mostrada por 1715 pode ser indicativa de acúmulo de cortes na seção média horizontal 1120 do furo de poço 1100. 0 processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de uma condição poço abaixo provável. 0 processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1715 e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo (em torno da faixa de profundidade medida de 1715). O processador 180 pode observar esta diferença de gradiente e identificar a condição como um acúmulo de corte provável. 0 processador 180 pode determinar que a localização provável do acúmulo de corte está na faixa de profundidade correspondente aos gradientes divergentes entre os conjuntos de valor medido e esperado (por exemplo, na faixa 1715). A Fig. 18 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (1805) e um conjunto de valor medido de exemplo (1810) de tração de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração engajada em recolhimento. Como na discussão de recolhimento com respeito à Fig. 15, a existência de uma diferença de deslocamento entre o conjunto de valor esperado (1805) e o conjunto de valor medido (1810) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa 1815 pode ser indicativo da localização da condição poço abaixo. Contudo, em contraste com a discussão de recolhimento relativa à Fig. 15, a divergência entre os conjuntos de valor esperado e medido ocorre em uma mudança em degrau em 1815. Em certas situações, a mudança em degrau 1815 pode não ser tão pronunciada como no exemplo mostrado na Fig. 18. A mudança em degrau nos conjuntos de valor esperado e de valor medido em 1815 pode ser indicativa de um desvio de furo de poço em uma seção tangente 1110 do furo de poço 1100. Um desvio de furo de poço pode incluir qualquer intervalo relativamente curto de desvio do formato cilíndrico esperado de furo de poço. Os exemplos de possíveis desvios de furo de poço incluem, por exemplo, e sem limitação: uma porção deformada ou danificada de revestimento, uma obstrução de furo de poço, um folhelho inchado, uma seção de furo engaxetada, uma saliência, uma sinuosidade ou uma chaveta. O processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de uma condição poço abaixo provável. O processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1815 e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo em torno da faixa de profundidade medida de 1815. O processador 180 pode observar esta diferença entre a tração de coluna de perfuração medida e a esperada como representando uma mudança em degrau e identificar a condição como um desvio de furo de poço. O processador 180 pode determinar que a localização provável do desvio de furo de poço é na ou em torno da profundidade correspondente à mudança em degrau 1815. A Fig. 19 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (1905) e um conjunto de valor medido de exemplo (1910) de torque de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração engajada em uma perfuração rotativa com em torno de 6, 779 kJ de peso sobre broca. Em contraste com os gráficos anteriores (Fig. 15 a 18) , o eixo horizontal na Fig. 19 representa o torque de coluna de perfuração (não a tração), e o conjunto de valor esperado (1905) pode representar valores de torque de coluna de perfuração esperados (por exemplo, introduzidos por um usuário, modelados ou medidos anteriormente) ao longo do comprimento da coluna de perfuração. Mais especificamente, o conjunto de valor esperado (1905) pode representar: o torque sobre broca esperado durante uma perfuração rotativa (por exemplo, de 6,779 kJ); o um intervalo de um gradiente em particular esperado (1901) correspondente a um torque de coluna de perfuração crescente com uma distância crescente a partir do fundo do furo de poço, correspondente a: (a) o torque cumulativo (a partir do fundo de coluna de perfuração) consumido pelo furo de poço (isto é, torque de furo de poço por atrito) ao longo da porção da coluna de perfuração na seção horizontal de furo, mais (b) um deslocamento correspondente ao torque de broca esperado; o um outro intervalo de um outro gradiente em particular esperado (1902) correspondente a um torque de coluna de perfuração crescente com uma distância crescente a partir do furo de poço, correspondente a: (a) o torque de furo de poço por atrito cumulativo (a partir do fundo deste intervalo) ao longo da porção da coluna de perfuração na seção tangente, mais (b) um deslocamento correspondente ao torque de coluna de perfuração total no fundo deste intervalo tangente de coluna de perfuração resultante dos intervalos abaixo; e o um terceiro intervalo principal de um terceiro gradiente em particular esperado (1903) de torque de coluna de perfuração crescente com distância crescente a partir do fundo de poço, correspondente a: (a) o torque de furo de poço por atrito cumulativo (a partir do fundo deste intervalo) ao longo da porção da coluna de perfuração suportada na seção vertical (esperado neste exemplo como sendo quase zero na seção vertical), mais (b) o deslocamento correspondente ao torque de coluna de perfuração total no fundo deste intervalo vertical de coluna de perfuração resultante dos intervalos abaixo. A diferença de deslocamento no conjunto de valor esperado (1905) e no conjunto de valor medido (1910) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1915 pode ser indicativa da localização da condição poço abaixo. A diferença no gradiente de valor esperado e de valor medido pela faixa mostrada por 1915 pode ser indicativa de um acúmulo de corte na seção média horizontal 1120 do furo de poço 1100. O processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de condição poço abaixo provável. 0 processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 1915 e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo (em torno da faixa de profundidade medida de 1915). O processador 180 pode observar a diferença de gradiente entre os conjuntos de valor esperado e medido e identificar a condição como um acúmulo de corte provável. Esse acúmulo de cortes pode aumentar o arrasto por atrito pelo intervalo de acúmulo de cortes, desse modo aumentando o gradiente de torque (isto é, a mudança no torque por mudança na profundidade medida) medido por aquele intervalo. Um gradiente de torque aumentado (a partir de qualquer fonte) por um intervalo tenderia a aumentar a carga de torque total medida durante uma rotação medida em localizações a partir daquele intervalo até a superfície, o que pode resultar em uma diferença de deslocamento como também mostrado na Fig. 19. 0 processador 180 ainda pode determinar que a localização provável do acúmulo de corte está na faixa de profundidade correspondente aos gradientes divergentes entre os conjuntos de valor medido e esperado (por exemplo, na faixa 1915). 0 processador 180 pode observar esta diferença de gradiente e identificar a condição como um acúmulo de corte provável. A Fig. 20 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (2005) e um conjunto de valor medido de exemplo (2010) de torque de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração girando fora do fundo. Os perfuradores às vezes recolhem fora do fundo e giram para observar o torque de superfície, ou a condição do furo. A Figura 20 girando fora do fundo é uma operação que é similar à operação de perfuração rotativa da Figura 19, mas sem o peso sobre broca e o torque associado da interação broca / formação. De modo similar à discussão de perfuração rotativa, a existência de uma diferença de deslocamento entre o conjunto de valor esperado (2005) e o conjunto de valor medido (2010) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 2015 pode ser indicativa da localização da condição poço abaixo. A diferença nos gradientes de valor esperado e de valor medido pela faixa mostrada por 2015 pode ser indicativa de acúmulo de cortes na seção média horizontal 1120 do furo de poço 1100. 0 processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de uma condição poço abaixo provável. O processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 2015 e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo (em torno da faixa de profundidade medida de 2015) . O processador 180 pode observar esta diferença de gradiente e identificar a condição como um acúmulo de corte provável. O processador 180 pode determinar que a localização provável do acúmulo de corte está na faixa de profundidade correspondente aos gradientes divergentes entre os conjuntos de valor medido e esperado (por exemplo, na faixa 2015). A Fig. 21 mostra um conjunto de valor esperado de exemplo (2105) e um conjunto de valor medido de exemplo (2110) de torque de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração engajada em uma rotação fora de fundo. De modo similar à discussão de rotação fora de fundo anterior relativa à Figura 20, a existência de uma diferença entre o conjunto de valor esperado (2105) e o conjunto de valor medido (2110) pode ser indicativa de uma condição poço abaixo. A divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 2115 pode ser indicativa da localização da condição poço abaixo. Contudo, em contraste com a discussão relativa à Figura 20, a divergência entre os conjuntos de valor esperado e medido ocorre em uma mudança em degrau em 2115. Em certas situações, a mudança em degrau 2115 pode não ser tão pronunciada como no exemplo mostrado na Fig. 21. A mudança em degrau nos conjuntos de valor esperado e de valor medido em 2115 é indicativa de um desvio de furo de poço provável na seção tangente 1110 do furo de poço 1100. 0 processador 180 pode observar o deslocamento entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido e pode indicar a existência de uma condição poço abaixo provável. O processador 180 pode observar a divergência entre o conjunto de valor esperado e o conjunto de valor medido pela faixa mostrada por 2115, e pode indicar uma localização provável da condição poço abaixo (em torno da faixa de profundidade medida de 2115). O processador 180 pode observar esta diferença entre o torque de coluna de perfuração medido e o esperado como representando uma mudança em degrau e identificar a condição como um desvio de furo de poço. O processador 180 pode determinar que a localização provável do desvio de furo de poço está na ou em torno da profundidade correspondente à mudança em degrau 2115.
As condições poço abaixo também podem ser caracterizadas pelo processador 180 (bloco 1420) . Essa caracterização pode incluir a determinação de uma faixa de magnitude provável da condição. As magnitudes dos valores de força medida e esperada e os gradientes de valor medido e esperado podem ser indicativos (por exemplo, analiticamente através de relações conhecidas ou empiricamente) das características da condição. Por exemplo, as mudanças particulares nas forças ou nos gradientes podem ser usadas para a estimativa de um fator de atrito efetivo revisado para um intervalo. Uma mudança em particular nas forças ou nos gradientes pode ser usada para a estimativa de um volume percentual em particular ou uma atributo de furo de poço preenchida por cortes em um intervalo acamado de cortes. Em outros exemplos, o processador 180 pode caracterizar o comprimento de intervalo de um desvio de furo de poço como um folhelho com inchamento. Ainda em outros exemplos, o processador 180 pode caracterizar a criticalidade (por exemplo, de um ponto de vista de integridade de coluna de perfuração) de um desvio de furo de poço, tal como uma chaveta ou uma sinuosidade severa. 0 processador 180 pode usar dados adicionais de força a partir de sensores de fonte ao longo da coluna de perfuração, tais como forças de flexão, em certas caracterizações. 0 processador 180 ou o usuário pode usar uma combinação de tipos de força medida na identificação, na identificação, na localização ou na caracterização de uma ou mais condições poço abaixo. Por exemplo, o processador 180 ou o usuário pode usar um ou mais dos seguintes para a detecção, a identificação, a localização ou a caracterização de uma condição poço abaixo: os dados de força de tração medida e os dados esperados associados, e os dados de torque medido e os dados esperados associados, gradientes de força de tração e torque, e as respectivas diferenças de gradiente. Como pode ser visto a partir das Fig. 15 e 20, por exemplo, uma condição única (acúmulo de cortes na horizontal nestes dois exemplos) pode resultar em conjuntos de dados de força de tração medida e conjuntos de dados de torque medido, os quais se correlacionam uns aos outros. O processador 180 ou o usuário pode usar dados de torque e de tração em conjunto para a provisão de uma maior garantia de detecção, identificação, localização ou caracterização de uma condição poço abaixo. De modo similar, o processador 180 ou o usuário pode correlacionar o mesmo tipo de força medida (por exemplo, tração) como medido em um processo operacional diferente, mas seqüencial (por exemplo, recolhimento e retroescareamento). 0 processador 180 pode usar outros dados de sensores de local de sonda de perfuração e sensores de coluna de perfuração para a detecção, a identificação, a localização ou a caracterização de uma ou mais condições poço abaixo. Por exemplo, os conjuntos de valor medido de sensor de pressão de sensores de pressão ao longo da coluna de perfuração e os conjuntos de valor esperado de pressão, diferenças entre regulagens de pressão, gradientes de respectivas regulagens de pressão, e diferenças de gradiente de pressão podem ser correlacionados à profundidade, para certas condições poço abaixo, com respectivos conjuntos de valor de sensor de força, suas diferenças, gradientes e diferenças de gradiente. Em um outro exemplo, dados de perfil de formação (por exemplo, de uma ferramenta de MWD/LWD 150 sendo passada na coluna de perfuração) podem ser correlacionados à profundidade com certas condições poço abaixo. Por exemplo, como discutido com respeito à Figura 21, um torque aumentado versus torque esperado pode ser detectado em um intervalo curto, indicando e localizando um desvio de furo de poço provável. Continuando com o exemplo, a adição de dados de perfil de raios gama de MWD/LWD pode prover indicações especificas de um folhelho na mesma profundidade da condição. A condição então pode ser identificada com maior confiança como um folhelho com inchamento, ao invés de um outro tipo de desvio de furo de poço.
Certas condições de condição poço abaixo adicionais podem ser detectadas, identificadas, localizadas ou caracterizadas por técnicas similares. As condições de exemplo que podem ser detectadas são circulação perdida, o que pode causar uma aderência diferencial suave (isto é, não até o ponto de uma coluna de perfuração agarrada) ou uma coluna de perfuração agarrada. Múltiplas medições de força podem ser feitas ao longo da coluna de perfuração, e comparadas com os valores esperados no processo de obtenção de uma coluna de perfuração não agarrada. Um processo como esse pode envolver a aplicação de um ou mais dentre torque, tração, compressão ou impacto (por exemplo, percussão) na coluna de perfuração a partir da superfície. A transmissão desse torque, tração, compressão, ou impacto para baixo pela coluna de perfuração até o ponto agarrado pode estar sujeita a arrasto de furo de poço similar, torque de furo de poço e condições de furo de poço consumindo porções das forças transmitidas. Uma comparação das forças esperadas e medidas ao longo da coluna de perfuração pode ser usada para a melhoria do controle e da eficácia desses processos.
Como citado anteriormente, em certas implementações, os conjuntos de valor medido podem ser usados para a provisão direta de um ou mais valores esperados ou um conjunto de valor esperado para fins dos métodos discutidos. Por exemplo, a detecção, a identificação, a localização e a caracterização de um desvio de furo de poço, tal como o desvio discutido com respeito à Fig. 18, pode ser realizado com um ou mais valores esperados derivados diretamente do conjunto de valor medido. A Fig. 22 mostra o conjunto de valor medido a partir da Fig. 18 (1805, o que é mostrado como uma linha continua nesta figura), de tração de coluna de perfuração para uma coluna de perfuração engajada em recolhimento. O conjunto de valor esperado é omitido da Fig. 22. O processador 180 ou o usuário pode detectar a existência de uma condição poço abaixo com base na presença de uma mudança relativamente abrupta no gradiente medido (1815). O processador 180 ou o usuário pode extrapolar o gradiente de valor medido de intervalo de profundidade (2205) poço acima até o intervalo de profundidade de mudança abrupta no gradiente medido 1815, para o estabelecimento de um ou mais valores esperados ou um gradiente de valor esperado pelo intervalo 2210 para comparação com os valores medidos pela faixa 2210. Os princípios deste exemplo podem ser aplicados a outras implementações de exemplo da invenção. O processador 180 pode realizar ações adicionais após a detecção de uma condição poço abaixo (bloco 1040). Como mostrado na Fig. 23, as ações adicionais podem incluir um ou mais dos seguintes: o envio de um alarme (bloco 2305), o oferecimento de conselho sobre ações para o operador (por exemplo, parar o furo de poço, mudar a densidade de fluido ou outras propriedades, mudar a vazão, usar percussão, mudar a velocidade de rotação, manobra curta (por exemplo, para limpeza de furo) ) (bloco 2310) , ou envio de um sinal de controle para um equipamento de sonda de superfície ou de poço abaixo ou ferramentas em resposta à condição (bloco 2315) . Como mostrado na Fig. 24, por exemplo, o sinal de controle pode fazer com que o equipamento de sonda de superfície ou de poço abaixo manobre para a localização de um problema no furo de poço (bloco 2405), por exemplo, para a limpeza de uma obstrução de furo de poço. O sinal de controle de forma adicional ou alternativa pode causar outras ações automatizadas. Estas ações podem incluir, por exemplo: interrupção do furo de poço, mudança de densidade de fluido ou de outra propriedade, mudança de vazão, percussão, mudança de velocidade de rotação, ou manobra curta.
Como citado anteriormente, em certas implementações, um ou mais dentre o conjunto de valor medido de forças (por exemplo, valores medidos de tração / compressão ou torque) e o conjunto de valor esperado de forças podem ser providos para o usuário para uma interpretação manual através de comparação de tabelas, diagramas, perfis, gráficos ou similares. Nestes casos, o processador 180 pode ser usado na coleta de dados medidos, e o usuário pode realizar manualmente (sem confiar no processador) as etapas destacadas acima de detecção, identificação, localização e caracterização de uma condição poço abaixo. Nestes casos, o processador 180 pode ser usado na coleta de dados medidos e na exibição ou de outra forma na provisão desses dados no contexto de valores esperados, e o usuário pode realizar manualmente as etapas destacadas acima de detecção, identificação, localização e caracterização de uma condição poço abaixo. 0 processador 180 pode modificar o conjunto de valor esperado (bloco 1045), como mostrado na Fig. 25. O processador 180 pode modificar o conjunto de valor esperado para consideração de uma condição poço abaixo detectada (bloco 2505). 0 processador 180 pode modificar o conjunto de valor esperado para considerar outros fatores, tais como aqueles discutidos com respeito à determinação do conjunto de valor esperado (bloco 2510). A presente invenção, portanto, está bem adaptada para a realização dos objetivos e a obtenção das finalidades mencionadas, bem como aquelas que são inerentes aqui. Embora a invenção tenha sido mostrada, descrita e seja definida por referências a exemplos da invenção, uma referência como essa não implica em uma limitação para a invenção, e nenhuma limitação como essa é para ser inferida. A invenção é capaz de modificação considerável, alteração e equivalentes na forma e na função, como ocorrerá àqueles comumente versados na técnica, tendo o beneficio desta exposição. Os exemplos mostrados e descritos não são exaustivos para a invenção. Conseqüentemente, pretende-se que a invenção esteja limitada apenas pelo espirito e pelo escopo das reivindicações em apenso, dando plena percepção aos equivalentes em todos os aspectos.
REIVINDICAÇÕES
Claims (19)
1. Método de análise de uma ou mais propriedades de poço abaixo compreendendo: o recebimento (1010) de uma pluralidade de medições, a partir dos sensores (175), em que as medições são selecionadas a partir do grupo que consiste de: medições de força, medições de pressão, medições de aceleração, e medições de temperatura; caracterizado pelo fato de cada uma das medições corresponderem a uma localização ao longo de uma coluna de perfuração, a coluna de perfuração compreendendo um tubo de perfuração (140) , e onde pelo menos uma medição corresponde a uma localização ao longo do tubo de perfuração (140); a determinação (1030) da ocorrência de pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, na pluralidade de medições; e a identificação (1035, 1405) de pelo menos uma condição poço abaixo, em que a condição poço abaixo é selecionada a partir do grupo que consiste de: um desvio de furo de poço, uma restrição de furo, um acúmulo de cortes, uma aderência diferencial, uma lavagem, e/ou um influxo.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da determinação de pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, em uma medição ainda compreender: a determinação (1030) da ocorrência de pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, em pelo menos três medições.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de pelo menos uma das medições de força compreender pelo menos uma medição selecionada a partir do grupo que consiste em: uma medição de torque; e uma medição de força de tração.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: o recebimento (1010) de uma pluralidade de medições em uma pluralidade de localizações ao longo da coluna de perfuração, onde as medições em duas ou mais localizações são medidas de forma substancialmente simultânea.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato do recebimento (1010) uma pluralidade de medições uma pluralidade de localizações ao longo de uma coluna de perfuração compreender: o recebimento de uma primeira medição em uma primeira seção de furo de poço; e o recebimento de uma segunda medição em uma segunda seção de furo de poço; em que a primeira seção de furo de poço e a segunda seção de furo de poço são tipos diferentes de seções de furo de poço; e em que cada um do tipo de primeira seção de furo de poço e do tipo de segunda seção de furo de poço são selecionados a partir do grupo de tipos de seção de furo de poço que consiste em: uma seção vertical, uma seção curva, uma seção tangente, e uma seção horizontal.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: a determinação (1405, 1415) da localização de pelo menos uma condição poço abaixo.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: a determinação (1420) das características de pelo menos uma condição poço abaixo.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: a criação (1015) de um conjunto de valor medido que compreende uma pluralidade de medições e profundidades correspondentes; e a criação (1005) de um conjunto de valor esperado que compreende uma pluralidade medições esperadas e profundidades correspondentes.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por ainda compreender: o fornecimento (1040, 2305) de pelo menos uma indicação representação gráfica a um operador da localização da condição poço abaixo; em que a pelo menos uma representação gráfica é selecionada a partir do grupo que consiste em: uma representação gráfica do conjunto de valor medido, uma representação gráfica do conjunto de valor esperado, e uma justaposição gráfica do conjunto de valor medido e do conjunto de valor esperado.
10. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato da determinação de pelo menos uma condição poço abaixo, com base, pelo menos em parte, em pelo menos uma medição compreender: a determinação (1030) da ocorrência de pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, em pelo menos uma diferença entre uma medição esperada em uma profundidade e uma medição medida em torno da profundidade.
11. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por ainda compreender: a determinação (1020) de pelo menos um gradiente de valor medido; a determinação (1020) de pelo menos um gradiente de valor esperado; a determinação (1020) de pelo menos uma diferença de gradiente entre um gradiente de valor medido e um gradiente de valor esperado; e a determinação (1030) da ocorrência de pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, em uma ou mais diferenças de gradiente.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: a tomada (1040) de pelo menos uma ação, em resposta a pelo menos uma condição poço abaixo detectada.
13. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato da tomada de pelo menos uma ação, em resposta à condição poço abaixo detectada, compreender: a tomada de pelo menos uma ação adicional é selecionada a partir do grupo que consiste em: manobra da coluna de perfuração para uma localização da condição poço abaixo; ajuste de uma propriedade de lama; ajuste da vazão; fechamento do furo de poço; e manobra curta; percussão; e ajuste da rpm rotativa.
14. Sistema de medição durante a perfuração para a coleta e a análise de uma ou mais medições de força caracterizado por compreender: uma pluralidade de sensores (175) para a medição de uma pluralidade de medições selecionadas a partir do grupo que consiste de: medições de força, medições de pressão, medições de aceleração, e medições de temperatura, em que os sensores estão ao longo da coluna de perfuração, em que pelo menos um sensor está localizado ao longo de um tubo de perfuração; e um processador (180); e uma memória, em que a referida memória inclui instruções executáveis que, quando executadas, fazem o processador: determinar pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, na pluralidade de medições, e em que pelo menos um da pluralidade de sensores é acoplado ao processador.
15. Sistema de medição durante a perfuração, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato dos sensores de força (175) serem selecionados a partir do grupo que consiste em: sensores de torque; e sensores de força de tração.
16. Sistema de medição durante a perfuração, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato do processador ainda ser para: a identificação de pelo menos uma condição poço abaixo.
17. Sistema de medição durante a perfuração, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato do processador ainda ser para: a determinação da localização de pelo menos uma condição poço abaixo.
18. Sistema de medição durante a perfuração, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato do processador ainda ser para: a determinação das características de pelo menos uma condição poço abaixo.
19. Sistema de medição durante a perfuração, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado por ainda compreender: pelo menos três sensores ao longo da coluna de perfuração; e em que, quando medir em uma pluralidade de localizações ao longo de uma coluna de perfuração, o processador ser ainda para: a medição de forças em três ou mais localizações ao longo da coluna de perfuração; e onde, em que, quando determinar a ocorrência de pelo menos uma condição poço abaixo, o processador é adicionalmente para: determinar a ocorrência de pelo menos uma condição poço abaixo com base, pelo menos em parte, em pelo menos três ou mais medições.
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