BRPI1012022B1 - método e sistema para monitoramento furo abaixo - Google Patents

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Mcewen-King Magnus
Tindel Patrick
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Abstract

método e sistema para monitoramento furo abaixo são fornecidos métodos e aparelhos para monitoramento furo abaixo, que interrogam uma fibra óptica não modificada (102) arranjada ao longo do trajeto de um furo de poço (106) para fornecer um sensor acústico distribuído e dados de amostragem reunidos a partir de uma pluralidade de porções de sensoriamento contíguas da fibra. os dados amostrados são processados para determinar um ou mais parâmetros do furo de poço. os parâmetros do furo de poço podem compreender um perfil da condição do poço, e podem ser obtidos em resposta a um estímulo acústico.

Description

“MÉTODO E SISTEMA PARA MONITORAMENTO FURO ABAIXO” [0001] A presente invenção é relativa a monitoramento de poços de produção tais como poços para petróleo e gás. Tal monitoramento é muitas vezes referido como monitoramento furo abaixo. Em particular, a presente invenção é relativa a monitoramento furo abaixo que utiliza sensoriamento acústico distribuído (DAS).
[0002] Sensores de fibra óptica estão se tornando uma tecnologia bem estabelecida para uma faixa de aplicações, por exemplo, aplicações geofísicas. Sensores de fibra óptica podem assumir uma variedade de formas, e uma forma comumente adotada é arranjar uma espira de fibra ao redor de um mandril. Sensores pontuais tais como geofones ou hidrofones podem ser feitos desta maneira, para detectar dados acústicos e sísmicos em um ponto, e sistemas grandes de tais sensores pontuais podem ser multiplexados juntos utilizando cabos de conexão de fibra óptica para formar um sistema óptico todo de fibra. Multiplexação passiva pode ser conseguida de maneira inteiramente óptica, e uma vantagem é que nenhuma conexão elétrica é requerida, o que tem grande benefício em ambientes rudes onde equipamento elétrico é facilmente danificado.
[0003] Sensores de fibra óptica têm encontrado aplicação em monitoramento furo abaixo, e é conhecido fornecer um sistema de geofones no, ou ao redor de um poço, para detectar sinais sísmicos, com o objetivo de entender melhor as condições geológicas locais e processo de extração. Um problema com tal abordagem é que geofones tendem a ser relativamente grandes, e assim instalação furo abaixo é difícil. Em adição, geofones tendem a ter faixa dinâmica limitada.
[0004] A WO 2005/033465 descreve um sistema de monitoramento acústico furo abaixo que utiliza uma fibra que tem um número de perturbações periódicas de índice de refração, por exemplo, gradeamentos Bragg. Dados acústicos são recuperados por meio de porções da fibra e
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 5/56 / 21 utilizados para monitorar condições furo abaixo.
[0005] É um objetivo da presente invenção fornecer sistemas e métodos melhorados de monitoramento furo abaixo.
[0006] De acordo com um primeiro aspecto da invenção, é fornecido um método para monitoramento furo abaixo que compreende interrogar uma fibra óptica não modificada arranjada ao longo do trajeto de um furo poço para fornecer sensoriamento acústico distribuído; simultaneamente amostrando dados reunidos a partir de uma pluralidade de porções contíguas de dita fibra; e processando ditos dados para determinar um ou mais parâmetros do furo de poço.
[0007] Sensoriamento acústico distribuído (DAS) oferece uma forma alternativa de sensoriamento com fibra óptica para sensores pontuais, pelo que, um único comprimento de fibra longitudinal é interrogado opticamente, usualmente por um ou mais porções de entrada, para fornecer sensoriamento substancialmente contínuo de atividade acústica/vibracional ao longo de seu comprimento. Pulsos ópticos são lançados na fibra e a radiação de difusão retrógrada a partir de dentro da fibra é detectada e analisada. Analisando a radiação de difusão retrógrada dentro da fibra, a fibra pode ser efetivamente dividida em uma pluralidade de porções de sensoriamento discretas que podem ser, porém não precisam ser, contíguas. Dentro de cada porção de sensoriamento discreto, vibrações mecânicas da fibra, por exemplo, a partir de fontes acústicas, provocam uma variação na quantidade de radiação que é dispersada a partir daquela porção. Esta variação pode ser detectada, analisada e utilizada para fornecer uma medida da intensidade de perturbação da fibra naquela porção de sensoriamento. Como utilizado nesta especificação, o termo “sensor acústico distribuído” será tomado para significar um sensor que compreende uma fibra óptica que é interrogada opticamente para fornecer uma pluralidade de porções de sensoriamento acústicas discretas distribuídas longitudinalmente ao longo da fibra, e acústica deve ser tomada para
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 6/56 / 21 significar qualquer tipo de vibração mecânica ou onda de pressão, incluindo ondas sísmicas. O método pode, portanto, compreender lançar uma série de pulsos ópticos para dita fibra e detectar radiação Rayleigh difundida retrógrada pela fibra, e processar a radiação Rayleigh dispersada retrógrada detectada para fornecer uma pluralidade de porções de sensoriamento discretas da fibra. Observar que como utilizado aqui, o termo óptico não está restrito ao espectro visível, e radiação óptica inclui radiação infravermelha e radiação ultravioleta.
[0008] O único comprimento de fibra é tipicamente fibra de modo único e é, preferivelmente, livre de quaisquer espelhos, refletores, gradeamentos ou (ausente de qualquer estímulo externo) mudança de propriedades ópticas ao longo de seu comprimento. Isto fornece a vantagem que um comprimento não modificado, substancialmente contínuo, de fibra padrão pode ser utilizado, requerendo pouca ou nenhuma modificação ou preparação para utilização. Um sistema DAS adequado está descrito na GB2442745, por exemplo, cujo conteúdo é aqui com isto incorporado para referência. Tal sensor pode ser visto como um sensor completamente distribuído ou intrínseco uma vez que ele utiliza a dispersão intrínseca processada inerente em uma fibra óptica, e assim distribui a função de sensoriamento através de todo o conjunto da fibra óptica.
[0009] Uma vez que a fibra não tem descontinuidades, o comprimento e arranjo de seções de fibra que correspondem a cada canal é determinado pela interrogação da fibra. Estas podem ser selecionadas de acordo com o arranjo físico da fibra e o poço que ela está monitorando, e também de acordo com o tipo de monitoramento requerido. Desta maneira, distância ao longo da fibra, ou profundidade no caso de um poço substancialmente vertical, e o comprimento de cada sessão de fibra, ou resolução de canal, podem ser facilmente variados com ajustamentos no interrogador que mudam a largura do pulso de entrada e o ciclo de trabalho do pulso de entrada, sem quaisquer
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 7/56 / 21 mudanças na fibra. Sensoriamento acústico distribuído pode operar com uma fibra longitudinal de 40 km ou mais em comprimento, por exemplo, solucionando dados sensoriados em comprimentos de 10 m. Em uma aplicação típica furo abaixo um comprimento de fibra de alguns quilômetros é usual, isto é, uma fibra corre ao longo do comprimento de todo o furo de sondagem e a resolução do canal das porções de sensoriamento longitudinais da fibra podem ser da ordem de 1 m ou de alguns metros. Como mencionado abaixo a resolução espacial, isto é, o comprimento das porções de sensoriamento individuais da fibra, e a distribuição dos canais, pode ser variada durante a utilização, por exemplo, em resposta aos sinais detectados. [00010] A fibra óptica é preferivelmente localizada dentro do furo de poço a ser monitorado. Em um arranjo a fibra óptica corre ao longo do exterior da parede do revestimento de poço, embora a fibra possa, em algumas modalidades, ser arranjada para correr dentro do revestimento. A fibra óptica pode ser ligada ao revestimento de poço quando ela é inserida no furo de poço, e se no exterior do revestimento, em seguida cimentada no lugar naquelas seções do poço que são cimentadas.
[00011] A fibra pode, portanto, seguir o encaminhamento genérico do furo de poço, e se estender no mínimo tão longe no furo de poço quanto a região que é desejada monitorar, preferivelmente por substancialmente todo o comprimento do furo de poço. A fibra pode, portanto, ser interrogada para fornecer uma, ou preferivelmente uma pluralidade de porções de sensoriamento acústico, arranjadas ao longo do todo ou parte ou partes do furo de poço. As posições ou localizações das porções de sensoriamento de interesse deveriam genericamente ser conhecidas a partir de um conhecimento do comprimento ao longo da fibra e daí do poço. Contudo, quando certos processos de poço são realizados, tais como perfuração durante formação do poço, o método pode compreender monitorar as perturbações acústicas da fibra geradas pelo processo, por exemplo, perfuração, para determinar porções
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 8/56 / 21 da fibra daquelas seções de interesse do poço. Por exemplo, porções da fibra que apresentam a intensidade de perturbação acústica máxima durante perfuração, irão corresponder genericamente à localização onde as cargas de perfuração dispararam.
[00012] O método da presente invenção pode ser utilizado para determinar, no mínimo, um parâmetro de furo de poço. O no mínimo um parâmetro de furo de poço pode compreender um perfil de condição do poço. O perfil de condição do poço pode ser um perfil acústico de uma ou mais seções do poço, ou o todo do comprimento do poço. O perfil acústico pode ser obtido medindo sinais acústicos determinados pelo sensor DAS em resposta a um estímulo acústico. O estímulo acústico poderia ser estímulo que é aplicado especificamente para as finalidades de determinar um perfil acústico. Em alguns casos pode, adicionalmente ou alternativamente, ser possível utilizar um estímulo acústico que é gerado no curso normal da fabricação ou operação do poço. Em particular, a etapa de perfuração de produção de poço envolve disparar uma ou mais cargas de perfuração. Isto fornece um estímulo acústico intenso que pode ser utilizado para adquirir um perfil acústico do poço naquele estágio de completação.
[00013] Parâmetros de furo de poço podem ser fornecidos em tempo real. Tempo real, como o termo é utilizado na apresente especificação, significa que não há atraso significativo entre um sinal acústico que é detectado pela fibra e o parâmetro de furo de poço que está sendo gerado. O método pode envolver fornecer uma representação genericamente precisa dos sinais acústicos que estão sendo atualmente detectados pelo sensor acústico distribuído.
[00014] Tanto quanto determinar diversos parâmetros de furo de poço em utilização, os sinais acústicos a partir de uma ou mais seções relevantes de fibra, podem ser tocados em um dispositivo de áudio adequado. Isto irá fornecer ao pessoal que opera o poço, ou um processo furo abaixo particular,
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 9/56 / 21 uma realimentação audível do que está acontecendo realmente abaixo no poço. Um operador escutando os sinais produzidos por um canal acústico da fibra pode, portanto, ser dotado de realimentação de áudio em tempo real da perturbação acústica furo abaixo.
[00015] Será apreciado que as condições abaixo de um furo de poço profundo podem ser hostis. Portanto, colocação de um sensor específico abaixo no furo de poço, especialmente no momento em que os processos de fabricação do poço estão sendo realizados, não tem sido prática até aqui. O método da presente invenção utiliza uma fibra óptica que pode ser localizada no exterior do revestimento do poço para fornecer um sensor furo abaixo no furo de poço durante formação do poço, e também durante produção subsequente de petróleo/gás.
[00016] O método pode compreender analisar os níveis de intensidade de perturbações acústicas detectadas furo abaixo.
[00017] A informação acústica a partir de diversas porções de sensoriamento da fibra pode ser apresentada em um mostrador adequado. Existem vários métodos nos quais a intensidade dos canais selecionados pode ser apresentada. Por exemplo, o mostrador pode mostrar para cada canal a intensidade de corrente, intensidade máxima, e/ou uma intensidade média dos sinais acústicos durante um período de tempo pré-definido ou selecionado, em um arranjo de tipo histograma. Adicionalmente ou alternativamente, a indicação de tempo real pode compreender uma plotagem em cascata que representa intensidade por meio de cor ou escala de cinza e que plota a intensidade para cada canal contra tempo.
[00018] O método também pode fornecer realizar análise de frequência nos dados e a indicação de tempo real pode compreender uma indicação da frequência de sinais acústicos detectados por, no mínimo, uma porção longitudinal da fibra na vizinhança do processo furo abaixo. A indicação de frequência pode compreender uma plotagem de tipo histograma de corrente,
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 10/56 / 21 frequência máxima ou média contra canal e/ou uma plotagem do tipo cascata com frequência representada por cor ou escala de cinza, tal como descrito acima. Onde o método envolve dividir os dados a partir das porções de sensoriamento longitudinais da fibra em uma ou mais bandas espectrais, a indicação pode adicionalmente ou alternativamente compreender uma indicação da intensidade dentro de uma banda de frequência particular. Em outras palavras, os dados podem ser filtrados de modo a incluir somente perturbações acústicas com uma frequência dentro da faixa de frequência da banda particular. Analisar os dados por banda espectral pode indicar de maneira mais clara a diferença acústica entre diversos canais em algumas situações.
[00019] Apresentando a intensidade e/ou frequência dos canais selecionados, um operador pode ser capaz de determinar se existe qualquer atividade significativa em qualquer canal particular.
[00020] Fornecer uma indicação audível dos dados a partir do sensor DAS e/ou fornecer uma indicação da intensidade e/ou frequência dos dados, fornece dados de realimentação úteis que podem ser gerados rapidamente sem uma sobrecarga excessiva de processamento.
[00021] O método também pode compreender detectar transientes, especialmente transientes de frequência relativamente elevados no sinal acústico.
[00022] O método também pode compreender utilizar dados a partir de no mínimo um outro sensor em outra localização. O no mínimo um sensor adicional pode compreender outro sensor acústico distribuído em fibra óptica, por exemplo, um sensor DAS que é colocado em um poço existente na área circundante e/ou um sensor DAS arranjado em um furo de poço de observação perfurado próximo, e/ou um sensor DAS arranjado na ou junto à superfície da área genérica, tal como enterrado em uma trincheira. A combinação de dados a partir de diversos sensores diferentes em diferentes
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 11/56 / 21 localizações pode permitir que o ponto de origem, ou no mínimo a área genérica de origem de perturbações acústicas, seja determinado.
[00023] Em outro aspecto da invenção é fornecido um sistema para monitoramento furo abaixo, um interrogador de fibra óptica adaptado para fornecer sensoriamento acústico distribuído em uma fibra não modificada, arranjada ao longo do trajeto de um furo de poço; um amostrador arranjado para amostrar uma pluralidade de saídas de canal a partir de dito interrogador simultaneamente para fornecer dados acústicos a partir de uma pluralidade de porções contíguas de dita fibra em cada um de uma pluralidade de momentos e um analisador de dados adaptado para processar ditos dados, são mostrados para detectar eventos de poço e parâmetros de saída associados com eventos detectados.
[00024] A invenção também fornece um processador, programa de computador, e/ou um produto programa de computador, para realizar quais quaisquer dos métodos descritos aqui, e/ou para configurar qualquer dos aspectos e aparelhos descritos aqui, e um meio legível por computador que tem armazenado nele um programa para realizar quaisquer dos métodos descritos aqui e/ou para configurar quaisquer dos aspectos dos aparelhos descritos aqui.
[00025] A invenção se estende a métodos, aparelhos e/ou utilização, substancialmente como aqui descritos com referência aos desenhos que acompanham.
[00026] Qualquer característica em um aspecto da invenção pode ser aplicada a outros aspectos da invenção, em qualquer combinação apropriada. Em particular, aspectos do método podem ser aplicados a aspectos de aparelho, e vice-versa.
[00027] Além disto, características implementadas em hardware podem, genericamente, ser implementadas em software, e vice-versa. Qualquer referência a características de software e hardware aqui deveriam
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 12/56 / 21 ser consideradas de maneira consequente.
[00028] Características preferidas da presente invenção serão descritas agora puramente à guisa de exemplo, com referência aos desenhos que acompanham, nos quais:
A figura 1 mostra aparelho para monitorar um poço utilizando DAS;
A figura 2 ilustra a saída do sistema da figura 1;
A figura 3 é uma representação esquemática de um evento de perfuração como monitorado por uma modalidade da presente invenção;
A figura 4 ilustra etapas de detecção sísmica e de parametrização para monitoramento de fratura; e
A figura 5 mostra os resultados de monitoramento de escoamento de entrada que foi aprimorado utilizando estatísticas de variância. [00029] Um cabo de fibra óptica 102 é incluído ao longo do trajeto de um poço, o qual no presente exemplo é um poço de gás, e pode ser na costa ou costa afora. O poço é formado, no mínimo em parte, por um revestimento de produção metálico 104 inserido em um furo de sondagem 106, com o espaço entre a parede exterior do revestimento e o furo sendo preenchido com cimento 108 no exemplo presente. O revestimento de produção pode ser formado de diversas seções unidas juntas, e em certos casos as seções terão diâmetros diferentes. Desta maneira, o diâmetro do revestimento é capaz de estreitar gradualmente no sentido do fundo do poço. Como pode ser visto na figura 1, neste exemplo a fibra passa através do enchimento de cimento e é de fato presa ao exterior do revestimento metálico. Foi descoberto que uma fibra óptica que é restringida, neste caso passando através do enchimento de cimento, apresenta uma resposta acústica diferente para certos eventos em relação a uma fibra que não é restringida. Uma fibra óptica que é restringida pode fornecer uma resposta melhor do que uma que é não restringida e assim, em algumas modalidades, é benéfico assegurar que a fibra é restringida pelo
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 13/56 / 21 cimento. A diferença em resposta entre fibra restringida e não restringida também pode ser utilizada como um indicador de dano ao cimento, o que pode ser vantajoso e será descrito mais tarde.
[00030] A fibra se salienta a partir da cabeça de poço e é conectada a uma unidade interrogadora/processadora 112. A unidade interrogadora injeta luz para o interior da fibra e sensoria a dispersão retrógrada ao longo do comprimento da fibra. A forma particular da luz de entrada e capacidade de amostragem/processamento da unidade permite saída simultânea de diversos canais de dados, cada canal correspondendo a dados acústicos sensoriados ao longo de uma seção particular da fibra a uma distância particular ao longo da fibra. Embora a unidade processadora seja mostrada aqui como um único item, hardware pode ser dividido entre, por exemplo, uma caixa interrogadora que fornece uma saída de dados brutos alimentando um PC ou computador portátil para fornecer a capacidade de processamento de dados.
[00031] Um exemplo do tipo de saída de dados possível a partir do arranjo da figura 1 está mostrado na figura 2. Aqui na pilotagem superior 202 o número de canal (e daí a profundidade para poços substancialmente verticais) é apresentado ao longo do eixo y com zero representando o canal o mais próximo da superfície. São mostrados 400 canais. Tempo é apresentado ao longo do eixo x como número de estrutura, para fornecer uma plotagem em cascata que é renovada de maneira contínua quando novos dados são tornados disponíveis. Intensidade de energia detectada é mostrada como escala de cor ou de cinza na plotagem superior 202, utilizando uma escala mostrada no lado direito para fornecer uma visualização em 2D da distribuição de energia acústica ao longo de todo o comprimento sensoriado da fibra em cada um de uma série de instantes no tempo. A plotagem central 204 mostra os mesmos dados depois de sofrerem detecção transiente, como será explicado em maior detalhe abaixo, e a plotagem inferior 206 mostra a frequência dos transientes detectados de acordo com a escala na direita da plotagem. O arranjo é tal que
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 14/56 / 21 dados são disponíveis de todos os canais de cada período de amostra. Nas plotagens do meio 204 e inferior 206, a profundidade de zero até 400 m está representada no eixo y, com o tempo desde 0 (zero) até 10,000 s no eixo x.
[00032] É proposto utilizar o sistema descrito acima para monitorar diversos eventos furo abaixo, incluindo perfuração ajustamento de tampão de isolamento e/ou engaxetamento, fratura, lavagem de agente de escoramento, e escoamento de fluido. Em adição o sistema pode fornecer monitoramento genérico de condição e, em alguns arranjos, também pode permitir a comunicação com sensores furo abaixo.
[00033] Em um processo típico de extração, uma vez que o poço tenha sido perfurado e um revestimento instalado (e uma ou mais fibras fornecidas ao longo do trajeto do poço) o poço é perfurado para permitir o ingresso de gás ou fluido, tal como petróleo ou água, que são extraídos. Isto é conseguido comumente utilizando cargas conformadas que são abaixadas no poço em um canhão, e disparadas em uma profundidade e orientação desejadas. A carga perfura o revestimento é rompe a rocha adjacente, e qualquer material de enchimento tal como cimento, se presente.
[00034] Em seguida, um fluido tal como água é bombeado para baixo do poço sob alta pressão. Este fluido é, portanto, forçado para o interior das perfurações, e quando pressão suficiente é alcançada, provoca fraturamento da rocha ao longo de linhas de baixa tensão para criar e aumentar trajetos permeáveis para gás ou outro fluido penetrar no poço. Um particulado sólido, tal como areia, é adicionado tipicamente ao fluido para se alojar nas fraturas que são formadas, e mantê-las abertas.
[00035] Uma vez que um conjunto de fraturas em um nível tenha sido criado, pode ser desejado criar outro conjunto de fraturas em outro nível. Um tampão é, portanto, inserido para baixo no poço para bloquear a seção de poço apenas perfurada. O processo de perfuração e fraturamento é então repetido em um nível diferente.
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 15/56 / 21 [00036] Este processo é repetido até que todas as fraturas necessárias tenham sido completadas. Neste ponto, os tampões podem ser perfurados e tubulação de produção pode ser inserida para baixo no furo de poço. Engaxetamentos podem ser inseridos entre a tubulação de produção e o revestimento para fechar o espaço. Peneiras e/ou engaxetamentos de cascalho podem ser inseridos nos locais de perfuração onde entrada de escoamento é esperada, para filtrar o petróleo/gás.
[00037] Uma vez completo, o poço começa a produção com produto penetrando no revestimento a partir de formações de rocha adjacentes, e sendo transportado para a superfície.
Monitoramento de perfuração.
[00038] Em uma modalidade da presente invenção um sensor DAS é utilizado para monitorar o evento de perfuração. Monitorar o evento de perfuração pode servir para no mínimo duas finalidades distintas. Primeiramente a localização da perfuração pode ser determinada. Pode ser difícil controlar exatamente a direção da perfuração em um furo de sondagem, e assim detectar a localização da perfuração pode ajudar no controle e planejamento de perfurações adicionais. A capacidade para detectar eventos tipo perfuração será descrita mais tarde. Também a assinatura acústica do evento de perfuração pode ser comparada com certas características esperadas para determinar se a perfuração ocorreu de maneira satisfatória.
[00039] Em adição a monitorar a própria perfuração, o evento perfuração é um evento de energia relativamente elevada, que excita de forma acústica uma grande proporção do furo de poço, isto é, o revestimento, o cimento, quaisquer tampões de isolamento já no lugar, etc. A resposta acústica a um evento de perfuração permite que um perfil acústico do furo de poço seja coletado e acessado.
[00040] Dados acústicos são amostrados entre 0,2 Hz e 20 kHz sobre o comprimento do furo perfurado durante um evento de perfuração. A energia
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 16/56 / 21 presente em cada canal é monitorada por qualquer de um filtro passa-banda e então um cálculo de energia rms, ou realizando uma FFT e adicionando energia entre uma banda de frequência superior e inferior (tipicamente 512pt FFT, 50% superposta, filtrada entre 300 e 5 kHz se a taxa de amostragem for prática). Um sistema de dados em 2D de energia detectada para tempo e profundidade (ou posição) pode ser produzido.
[00041] Processamento adicional do sistema de dados identificando picos revela que o sinal de perfuração impulsivo propaga para cima e para baixo no revestimento de poço, bem como na rocha. Uma plotagem de energia como descrito acima pode, portanto, ser produzida e um traçado pode ser identificado rastreando o progresso do pulso, como mostrado na figura 3.
[00042] O gradiente do traçado identificável pode ser medido uma vez que ele é a taxa na qual a energia está se propagando através do revestimento de poço. Isto fornece uma medida da velocidade de transmissão no meio. Isto pode ser utilizado para indicar áreas do revestimento de poço que são diferentes devido às suas mudanças de velocidade de transmissão. Isto poderia indicar um problema com a ligação do revestimento ou aspectos estruturais no próprio revestimento.
[00043] Um algoritmo de rastreamento automatizado poderia ser utilizado para a velocidade deste traçado de energia e determinar áreas onde a velocidade muda.
[00044] Em uma modalidade um algoritmo pode trabalhar na suposição que o evento de interesse é muito maior do que o estado normal do poço, de modo que o pico em energia identificado como o evento de perfuração pode ser identificado de maneira confiável. Então o pico pode ser associado durante sucessivas estruturas de tempo com uma velocidade média durante 1, 2, 3, ...10 segundos pode ser calculada. Outros melhoramentos poderiam rastrear diversos picos ao mesmo tempo (útil para distinguir o pulso principal no caso de diversas reflexões).
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 17/56 / 21 [00045] Inspeção adicional da figura 3 mostra os dados de reflexão de energia. Estes surgem em juntas no revestimento e podem fornecer a um engenheiro informação relativa à qualidade das juntas através do comprimento do revestimento. Em qualquer lugar que exista um desencontro significativo em material, uma reflexão parcial pode ocorrer e, quanto maior o desencontro, maior é o coeficiente de reflexão. Outras falhas de material tais como rachaduras ou “pitting” poderiam afetar de maneira significativa a propagação da energia ao longo do revestimento e fibra, e serem identificadas utilizando este método.
[00046] Por exemplo, a condição do cimento que circunda o revestimento pode ser acessada. A resposta acústica do cimento pode variar em áreas onde existe um vazio significativo no cimento, seja devido à fabricação, como resultado de perfuração precedente ou evento de fraturamento. Vazios no cimento podem ser problemáticos, uma vez que se uma perfuração subsequente ocorre em uma área de vazio quando o agente de escoramento é bombeado para o interior do furo de poço, ele pode não escoar para o interior das perfurações na rocha, mas para o vazio, desperdiçando uma grande quantidade de agente de escoramento e prejudicando a formação do poço enquanto o problema é enfrentado.
[00047] Como mencionado acima, a resposta de uma fibra não restringida é diferente daquela de uma fibra restringida, e assim se a fibra não passa, ela mesma, através de um vazio no cimento, e assim é não restringida naquela área, a resposta acústica será muito diferente.
[00048] Assim, a presente invenção pode incluir detectar vazios no cimento que circunda o revestimento.
[00049] O posicionamento e condição de tampões de isolamento podem também ser acessados desta maneira. Se o tampão de isolamento não está localizado de maneira correta, ou está incompleto ou enfraquecido, ele pode cair durante a etapa de fraturamento subsequente.
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 18/56 / 21 [00050] Será entendido que um perfil de condição de poço pode ser construído desta maneira, fornecendo dados sobre o revestimento, enchimento de cimento, e tampões de isolamento, se presentes. O perfil de condição pode ser monitorado com o tempo para informar a operadores em diversos estágios durante operação do poço. O perfil de condição de poço não precisa ser limitado somente àqueles momentos onde um evento de perfuração ocorre, e um estímulo acústico alternativo pode ser fornecido em um ponto desejado no tempo, como apropriado.
Monitoramento de Agente de Escoramento [00051] Uma vez que as perfurações tenham sido feitas o agente de escoramento é escoado para o interior do poço para provocar fraturamento. Como mencionado, contudo, em alguns casos o agente de escoramento pode não escoar para o interior da rocha e lavagem de agente de escoramento pode ocorrer. O escoamento de agente de escoramento em operação normal irá prosseguir genericamente a uma certa taxa e com uma certa característica. Se o agente de escoramento encontra outro trajeto ou cessa de fraturar corretamente, as condições de escoamento dentro do poço podem mudar. A resposta acústica durante escoamento de agente de escoramento pode, portanto, ser monitorada para detectar qualquer mudança significativa.
Monitoramento de Fratura [00052] Eventos sísmicos e de fratura de interesse são de uma natureza diferente de forma distinta do ruído de escoamento contínuo provocado pelo fluxo de entrada de alta pressão de água e areia durante o processo de fraturamento. Genericamente eles são caracterizados por serem eventos curtos e impulsivos - daqui em diante referidos como eventos transientes. Uma técnica que observa variações de curto prazo afastadas dos níveis médios de variável (o detector de transiente) irá extrair estes eventos do ruído de fundo e de período longo. O método de processamento genérico está descrito na figura 4.
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 19/56 / 21 [00053] Processando os dados acústicos recebidos para destacar eventos transientes desta maneira, um evento de fratura pode ser detectado e observado, e os parâmetros a seguir podem ser determinados:
• A profundidade na qual fratura está ocorrendo pode ser determinada de acordo com o canal no qual eventos de fratura são detectados.
• A taxa na qual fraturas estão ocorrendo, ou densidade de fratura, podem ser determinados de acordo com o número e/ou intensidade de fraturas detectadas durante um período de tempo definido ou faixa de profundidade.
• Uma medida de magnitude de fratura pode ser determinada de acordo com a duração medida de uma fratura, e também o espaço de uma fratura definido como o número de canais afetados por um único evento.
• Uma avaliação de faixa partir do poço pode ser feita com base nas características de frequência de um evento de fratura. Para fornecer um parâmetro único para frequência, frequência média da forma espectral do evento pode ser utilizada. Outros parâmetros de frequência que podem ser determinados incluem estatísticas de segunda ordem tais como inclinação e curtose.
[00054] Para identificar transientes entre outros dados de fundo, uma medida de variabilidade de curto termo é comparada com a variabilidade normal ou média para um dado canal.
[00055] No presente exemplo isto é conseguido por meio de estatísticas de população que representam a energia média e o desvio médio absoluto ao redor da média (MAD: média de diferença absoluta de valor corrente e valor médio).
[00056] Estas duas estatísticas são atualizadas por media exponencial quando cada atualização de dados é recebida utilizando um termo de decaimento N.
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 20/56 / 21
Dados médios = ((N-1)/N)*dados médios +(1/N)*dados novos
MAD = ((N-1)/N)*dados médios +(1/N)*abs(dados novos- dados médios) [00057] Onde os dados sofrem primeiro um FFT e onde cálculos são realizados por canal e por célula de frequência.
[00058] O nível transiente é então definido como:
Abs |novos dados-dados médios|/MAD [00059] Isto fornece um valor relacionado a quanto uma célula de frequência particular é mais elevada em variabilidade do que sua variabilidade média. Daí canais muito variáveis serem autorreguláveis e é somente variabilidade excessiva e não usual que é detectada. Variando os valores de N o algoritmo pode ser sintonizado para detectar eventos transientes de comprimento diferente. Fatores tipicamente de 4, 6, 8, ...128 são utilizados, porém estes dependem do comprimento do transiente e da taxa de FFT do sistema. Realizando este processo no domínio de frequência um alto grau de controle é conseguido sobre as frequências utilizadas para formar um evento transiente, e conhecimento da estrutura espectral é calculado e preservado para extração de característica.
[00060] O algoritmo seleciona de maneira adaptável um fator de correção de acordo com se um transiente é disparado. Ao recalcular a média e valores médios, uma célula de frequência está acima de um limiar quando uma detecção irá utilizar um valor diferente para N (neste exemplo 100N é utilizado, significando que o evento transiente está incluído na estatística genérica em uma taxa muito reduzida comparada com os eventos normais.
[00061] A localização de eventos de fratura também pode ser monitorada para permitir mapeamento de fratura ou mapeamento de densidade de fratura. Em um ambiente de produção típico, pode haver diversos poços no mesmo campo de petróleo ou gás. De forma ideal, cada poço fura uma parte diferente do campo. Contudo, é possível que fraturas criadas em um poço corram para o interior da mesma área que as fraturas de
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 21/56 / 21 outro poço. Neste caso, o novo poço não pode aumentar produção uma vez que qualquer produção no novo poço diminui a produção no poço antigo. É, portanto, desejável monitorar a localização de fraturas. A utilização de um sistema DAS oferece a capacidade de detectar e monitorar onde o evento de fratura está ocorrendo em tempo real, permitindo assim controle sobre o processo de fraturamento.
[00062] Foi descoberto de maneira surpreendente que sistemas DAS podem ser utilizados separadamente para detectar ondas P e S. Ondas P (ondas de pressão ou primárias) são ondas longitudinais que se propagam através de material sólido. Ondas S são ondas de cisalhamento ou ondas secundárias, que são ondas transversais. O Pedido de Patente também pendente PCT/GB2009/002055, cujo conteúdo é aqui com isto incorporado para referência, descreve como um sistema DAS pode ser utilizado para detectar ondas P e S e discriminar entre elas. Detectar as ondas S do evento de fratura pode permitir que a localização seja determinada. Para determinar a localização do evento de fratura, técnicas de tipo de fibras múltiplas e/ou de tempo de chegada podem ser utilizadas como descrito no Pedido também pendente número GB0919904.3, cujo conteúdo é aqui com isto incorporado para referência.
[00063] Além disto, será observado que a onda S sendo uma onda transversal, terá uma direção de cisalhamento associada com a onda. Detecção dos diferentes componentes da onda S irá permitir uma determinação da orientação da fratura. Isto é particularmente útil quando fraturas no plano horizontal não são preferidas uma vez que a areia injetada é genericamente insuficiente para manter a fratura aberta dada a altura da rocha acima. Uma fratura vertical é assim preferida. Para detectar a orientação da onda S e a onda que entra pode ser solucionada para componentes em três dimensões. Arranjando uma ou mais fibras de sensoriamento em três dimensões, os componentes da onda incidente podem ser solucionados. A utilização de uma
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 22/56 / 21 fibra óptica que responde preferencialmente em uma direção pode ajudar a solucionar uma onda acústica incidente em seus componentes, como descrito no Pedido também pendente GB0919902.7 (projeto de cabo) cujo conteúdo é aqui com isto incorporado para referência.
Monitoramento de Escoamento de Entrada [00064] O monitoramento de fluido tal como o petróleo e gás que escoa para o interior de um poço a partir de formações de rocha vizinhas, requer tipicamente sensibilidade muito maior do que qualquer das técnicas precedentes quando busca o som característico de petróleo ou gás quando eles penetram no tubo de revestimento, uma fonte de ruído relativamente serena e sutil. Detectar e quantificar as áreas de escoamento de entrada dentro de um poço é possível analisando um conjunto de dados em 3D de atividade detectada por meio de distância/profundidade durante um período de tempo, como pode ser mostrado utilizando um mapa de energia 2D em cascata.
[00065] Os efeitos de interesse são muito sutis e se manifestam tipicamente como variações dentro da estrutura de ruído ao invés de aspectos características facilmente discerníveis acima do ruído, como visto em detecção de perfuração. Confiabilidade e precisão de detecção podem ser melhoradas enfatizando áreas onde a energia varia em uma maneira característica. As estatísticas de variância ao invés da energia direta de cada canal adicional são examinadas durante períodos de tempo curtos e utilizadas para fornecer indicações de escoamento de entrada. Como pode ser visto na figura 5 esta técnica mostra mais claramente a área de escoamento de entrada (marcada por uma seta) e as estruturas diagonais (enfatizadas com linhas tracejadas) provocadas por energia ou material que move para cima no tubo.
[00066] Diversos métodos de monitoramento e de parametrização foram descritos acima e as características diferentes dos sinais sendo e analisadas (conteúdo de frequência, amplitude, sinal para ruído) colocam uma ampla faixa de demandas no aparelho de sensoriamento. Devido à grande
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 23/56 / 21 faixa dinâmica e às taxas de amostragem relativamente elevadas do sistema de monitoramento DAS, contudo, todos os monitoramentos de processamentos acima podem ser realizados utilizando o mesmo sistema, como mostrado de maneira esquemática na figura 1.
[00067] Em adição, e como mencionado acima, a configuração dos canais também pode ser ajustada, e diferentes ajustamentos de canal podem ser utilizados para diferentes operações de monitoramento. Os ajustamentos de canal também podem ser controlados de maneira adaptável em resposta a dados monitorados, por exemplo, se uma densidade de fratura significativa ocorre a uma certa profundidade, pode ser desejável monitorar esta profundidade particular com resolução maior por um período de tempo, antes de reverter para configuração de canal original.
[00068] Desta maneira, um programa de monitoramento completo pode ser operado por um único sistema durante toda uma sequência de operações de poço desde perfuração até escoamento de entrada de fluido. O sistema pode ser arranjado para transição de um tipo de detecção para outro em resposta a eventos detectados, e pode, de maneira adaptável, variar ambos os parâmetros de sensoriamento e processamento de dados para uma dada atividade de monitoramento/detecção.
[00069] Em adição, o sistema DAS pode ser utilizado como um meio de comunicar com sensores furo abaixo. A US 2009/0003133 descreve um método de transmitir dados a partir de sensores abaixo no poço e similares utilizando acústica que utiliza o próprio revestimento como um meio acústico. Ao invés disto, a fibra acústica pode ser utilizada para receber sinais acústicos codificados, o que significa que sinais de energia mais baixa poderiam ser transmitidos e feitos de maneira tão confiável.
[00070] Será entendido que a presente invenção foi descrita acima puramente à guisa de exemplo, e modificação de detalhe pode ser feita dentro do escopo da invenção.
Petição 870190057401, de 21/06/2019, pág. 24/56 / 21 [00071] Cada característica divulgada na descrição (e onde apropriado) as reivindicações e desenhos podem ser fornecidos de maneira independente, ou em qualquer combinação apropriada.

Claims (21)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Método para monitoramento furo abaixo, caracterizado pelo fato de compreender:
    interrogar uma fibra óptica não modificada (102) arranjada ao longo do trajeto de um furo de poço (106), para fornecer sensoriamento acústico distribuído;
    simultaneamente amostrar dados reunidos a partir de uma pluralidade de porções contíguas de dita fibra (102); e, processar os dados para determinar um ou mais parâmetros do furo de poço (106), em que processar os dados inclui detectar a resposta a um estímulo acústico, e o parâmetro é um perfil de condição de poço, em que o perfil de condição de poço é um perfil de condição de pelo menos uma proporção do furo de poço;
    e em que o estímulo acústico é um estímulo acústico que excita pelo menos uma proporção do furo de poço.
  2. 2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o estímulo acústico compreende um evento de perfuração e a etapa de determinar o perfil de condição de poço compreende determinar a velocidade de um pulso acústico no revestimento de furo de poço (104).
  3. 3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que processar os dados inclui detectar no mínimo um evento de fratura e os parâmetros incluem, no mínimo, um dentre profundidade de fratura, taxa de fraturamento, faixa de fratura e densidade de fratura.
  4. 4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que processar os dados inclui detectar o escoamento de fluido de poço, e os parâmetros incluem a vazão de escoamento e a profundidade de escoamento.
  5. 5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que processar compreende detectar diversos tipos de
    Petição 870190128249, de 05/12/2019, pág. 8/11
    2 / 3 eventos.
  6. 6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que a taxa de amostragem é maior do que ou igual a 1 kHz.
  7. 7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a taxa de amostragem é maior do que ou igual a 5 kHz.
  8. 8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que no mínimo 100 canais são amostrados simultaneamente.
  9. 9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que no mínimo 250 canais são amostrados simultaneamente.
  10. 10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que os canais correspondem a porções contíguas de fibra (102) menores do que ou iguais a 10 m de comprimento.
  11. 11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que processar os dados compreende realizar detecção transiente.
  12. 12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que detecção transiente inclui manter uma medida de desvio médio absoluto.
  13. 13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a medida de desvio médio absoluto é atualizada por média exponencial utilizando um termo de decaimento N.
  14. 14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o termo de decaimento N é variado de maneira adaptável.
  15. 15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que processar os dados compreende análise de
    Petição 870190128249, de 05/12/2019, pág. 9/11
    3 / 3 frequência.
  16. 16. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que os dados são processados em tempo real.
  17. 17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado pelo fato de compreender ainda ajustar parâmetros de interrogação para variar as porções contíguas da fibra (102) a partir da qual dados são amostrados.
  18. 18. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que os parâmetros de interrogação são ajustados de maneira adaptável em resposta a eventos detectados.
  19. 19. Sistema para monitoramento furo abaixo, caracterizado pelo fato de compreender:
    um interrogador de fibra óptica (112) adaptado para fornecer sensoriamento acústico distribuído em uma fibra não modificada (102) arranjada ao longo do trajeto de um furo de poço (106);
    um amostrador arranjado para amostrar uma pluralidade de saídas de canais a partir do interrogador (106) simultaneamente para fornecer dados acústicos a partir de uma pluralidade de porções contíguas da fibra (102) em cada um de uma pluralidade de momentos; e, um analisador de dados, adaptado para processar os dados amostrados para detectar eventos de poço e parâmetros de saída associados com eventos detectados;
    em que o analisador é configurado para detectar a resposta a um estímulo acústico e determinar um perfil da condição do poço;
    em que o perfil de condição de poço é um perfil de condição de pelo menos uma proporção do furo de poço;
    e em que o estímulo acústico é um estímulo acústico que excita pelo menos uma proporção do furo de poço.
  20. 20. Sistema de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo
    Petição 870190128249, de 05/12/2019, pág. 10/11
    4 / 3 fato de que é adaptado para detectar diversos tipos de evento.
  21. 21. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 19 ou 20, caracterizado pelo fato de ser adaptado para detectar ambos, eventos de fratura e de entrada de escoamento de fluido.
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