BRPI1103975A2 - método para determinar incerteza de uma orientação de poço. - Google Patents
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Abstract
método para determinar incerteza de uma orientação de poço. são divulgados um sistema e método pra determinar a incerteza de uma orientação de poço. o sistema e método obtêm uma medida relacionada a uma primeira orientação de uma coluna de perfuração em um dispositivo de medição. com base nas primeiras configurações de orientação e perfuração, o sistema e método prevêem uma segunda orientação. a probabilidade de a segunda orientação estar dentro de uma área predeterminada também é obtida. como resultado dessas informações, uma ação pode ser tomada, como omitir um levantamento estático planejado, obter um levantamento estático antes do plano, ou mudar uma configuração de perfuração
Description
MÉTODO PARA DETERMINAR INCERTEZA DE UMA ORIENTAÇÃO DE POÇO
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A presente divulgação, em geral, se refere a um sistema e a um método para determinar incerteza com uma posição prevista de poço. Mais especificamente, o sistema e método podem determinar uma probabilidade de uma posição antecipada de poço estar dentro de uma área predeterminada.
Para obtenção de hidrocarbonetos, uma broca de perfuração é dirigida para dentro da superfície do solo, para criar um furo de poço, por meio do qual os hidrocarbonetos são extraídos. Normalmente, uma coluna de perfuração é suspensa dentro do poço, e a broca de perfuração é posicionada em' uma extremidade inferior de seções de tubo de perfuração, que formam a coluna de perfuração. A coluna de perfuração se estende desde a superfície até a broca de perfuração. A coluna de perfuração tem uma composição de fundo ("BHA"), localizada próxima à broca de perfuração.
Perfuração direcional é o direcionamento da broca de perfuração, de modo que a coluna de perfuração se desloque numa direção desejada. Antes da perfuração começar, um plano de poço é estabelecido, que indica um local de destino e um caminho de perfuração até o local de destino. Após a perfuração iniciar, a coluna de perfuração é dirigida, a partir de um caminho de perfuração vertical, para qualquer número de direções, a fim de seguir o plano de poço. A perfuração direcional pode dirigir o furo de poço em direção ao local de destino.
Além disso, perfuração direcional pode formar furos de poço de derivação desviados, a partir de um poço principal. Por exemplo, perfuração direcional é útil em um ambiente marinho, onde uma única plataforma de produção offshore pode chegar a vários reservatórios de hidrocarbonetos, através da utilização de poços desviados, que podem se estender em qualquer direção, a partir da plataforma de perfuração. Além disso, perfuração direcional pode controlar a direção do furo de poço, para evitar obstáculos, como, por exemplo, formações com propriedades de perfuração adversas. Perfuração direcional pode também permitir a perfuração horizontal através de um reservatório.
Além disso, perfuração direcional pode corrigir desvios do caminho de perfuração estabelecido pelo plano de poço. Normalmente, a trajetória da broca de perfuração se desvia da trajetória estabelecida pelo plano de poço, devido às características imprevisíveis das formações que são penetradas e/ou as forças variáveis experimentadas na broca de perfuração e na coluna de perfuração. Após a detecção de tais desvios, a perfuração direcional pode retornar a broca de perfuração de volta ao caminho de perfuração estabelecido pelo plano de poço. Métodos conhecidos de perfuração direcional usam um sistema a motor de fundo, ou um sistema direcional rotativo ("RSS") . Para um RSS, a coluna de perfuração é girada a partir da superfície, e dispositivos para fundo de poço fazem com que a broca de perfuração perfure na direção desejada. Um RSS é normalmente mais caro de operar, do que um sistema a motor de fundo. Para um sistema a motor de fundo, o tubo de perfuração é mantido rotativamente estacionário durante uma parte da operação de perfuração, enquanto o motor de fundo gira a broca de perfuração. A face da ferramenta do BHA é uma medida angular da orientação do BHA em relação ao topo do poço, conhecida como direção de orientação gravitacional da ferramenta, ou em relação ao norte magnético, conhecida como direção de orientação magnética da ferramenta. Para um sistema a motor de fundo, a rotação da coluna de perfuração muda a orientação de face da ferramenta do segmento dobrado no BHA. Para dirigir com eficiência a broca de perfuração, o operador, ou o sistema automatizado controlando a perfuração direcional, deve determinar o local e posição atuais da broca de perfuração e a orientação de face da ferramenta.
Dados medidos na superfície e/ou no fundo de poço são usados para determinar o local e posição atuais da broca de perfuração e a orientação de face da ferramenta.
Por exemplo, o local e posição atuais do BHA são determinados através de medidas da inclinação e do azimute do BHA, conhecidas como medidas "D e I". A ferramenta de medição durante a perfuração (MWD) localizada na extremidade superior do BHA obtém as medidas Del. A ferramenta MWD pode ter um acelerômetro e um magnetômetro, para medir a inclinação e o azimute, respectivamente. A orientação de face da ferramenta é determinada, utilizando um sensor de face da ferramenta, que pode ser conectado ao motor de fundo, ou sistema direcional rotativo. O sensor de face da ferramenta pode usar um acelerômetro, um giroscópio, ou outro dispositivo de medição para determinar o ângulo de face da ferramenta. O sensor de face da ferramenta está normalmente mais perto da broca de perfuração, do que a ferramenta MWD.
As medidas Del são obtidas através de levantamentos estáticos feitos em vários intervalos de tempo ou de profundidade. O operador ou o sistema automatizado usa o local estimado e a posição estimada para controlar a perfuração direcional. No entanto, as medidas D e I são normalmente obtidas a uma distância da broca de perfuração, como, por exemplo, dezenas de pés. As medidas D
ela essa distância do BHA podem não ser indicativas do D e I real na broca de perfuração e, consequentemente, a localização estimada e/ou a posição estimada da broca de perfuração podem ser imprecisas. A perfuração direcional pode ser comprometida, por causa da localização imprecisa estimada da broca de perfuração.
Além disso, mover a broca de perfuração para o caminho estabelecido pelo plano de poço pode ser dificil, após desvio do caminho de perfuração. Por conseguinte, determinar com precisão como direcionar a broca de perfuração para o curso estabelecido pelo plano de poço pode tornar a perfuração direcional mais consistente e previsível em relação aos sistemas atualmente conhecidos.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A Fig. 1 ilustra um sistema tendo uma coluna de perfuração e um dispositivo de medição de orientação em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 2A ilustra um exemplo de um valor projetado de inclinação e um valor real de inclinação, que podem ser obtidos em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 2B ilustra um exemplo de um valor projetado azimutal e um valor real azimutal, que podem ser obtidos em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 2C ilustra valores da curvatura de construção ("BC") e erros nesses valores em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 2D ilustra valores da curvatura de ferramenta e erros nesses valores em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 3 ilustra uma medida posicionai projetada e uma série de áreas oredeterminadas, onde cada área predeterminada representa uma probabilidade de que a medida posicionai projetada se situe dentro dessa área predeterminada em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 4 ilustra uma pluralidade de áreas de incerteza em torno de uma medida posicionai projetada, na inclinação e azimute, em uma modalidade da presente invenção.
DESCRIÇÃO DETALHADA A presente divulgação, em geral, se refere a um sistema e um método para previsão de uma orientação de uma coluna de perfuração. Mais especificamente, a presente divulgação diz respeito a um sistema e um método, que podem estimar uma posição e uma orientação da broca de perfuração durante a perfuração direcional, e podem determinar uma incerteza ou probabilidade relacionada com a previsão.
Deve ser apreciado por aqueles que têm habilidade comum na arte que, embora a presente divulgação identifique métodos de aplicação da invenção para perfuração direcional, os ensinamentos da divulgação podem ser aplicados a muitas outras áreas dentro da concepção e controle de poços. Além disso, a presente divulgação tem aplicações fora da área petrolífera, e pode ser usada em qualquer campo, onde prever a orientação de um objeto em movimento é benéfico, como nas áreas aeroespacial ou náutica.
Referindo-se aaora aos desenhos. em aue números similares se referem a peças similares, a FIG. 1, de modo geral, ilustra um sistema de perfuração direcional 10 (a seguir designado "sistema 10"). A operação de perfuração pode ser realizada em uma região de poço 100, usando o sistema de perfuração direcional. A região de poço 100 pode ter um furo de poço 106 formado por perfuração e/ou penetração de uma ou mais formações subterrâneas. O sistema 10 pode ter um terminal 104. O terminal 104 pode ser qualquer dispositivo capaz de receber e/ou processar dados, por exemplo, um computador de mesa, um computador portátil, um telefone celular, um assistente pessoal digital {"PDA"), um dispositivo móvel 4G, um dispositivo móvel 3G, um dispositivo móvel 2,5G, um receptor de rádio via satélite e/ou similares. O terminal 104 tem, de preferência, um banco de dados para armazenamento de, pelo menos, parte dos dados recebidos pelo terminal 104. 0 terminal 104 pode estar localizado na superfície e/ou pode ser remoto com relação à região de poço 100. Em uma modalidade, o terminal 104 pode ser localizado no furo de poço 106. A divulgação atual não está limitada a uma modalidade especifica ou a um local especifico do terminal 104, e o terminal 104 pode ser qualquer dispositivo, que pode ser usado no sistema 10.
Qualquer número de terminais pode ser usado para implementar o sistema 10, e a presente divulgação não se limita a um número especifico de terminais. O sistema 10 pode ter uma coluna de perfuração 108 suspensa dentro do furo de poço 106, e uma broca de perfuração 110 pode ser localizada na extremidade inferior da coluna de perfuração 108. A coluna de perfuração 108 e as paredes do furo de poço 10 6 podem formar um espaço anular 107. O sistema 10 pode ter um conjunto de plataforma e torre terrestre 112 posicionado sobre o furo de poço 106.
Alternativamente, a plataforma pode ser uma embarcação de perfuração offshore, sonda de perfuração offshore, ou conjunto de torre offshore 112. 0 conjunto 112 pode ter um gancho 116, e/ou um top drive 118 pode ser suspenso a partir do gancho 116. O top drive 118 pode ter um ou mais motores (não mostrados), e/ou pode girar a coluna de perfuração 108. O conjunto 112 pode ter um guincho 114, para elevar, suspender e/ou abaixar a coluna de perfuração 108. Durante a perfuração, o guincho 114 pode ser operado, para aplicar uma força axial selecionada, como peso sobre a broca ("WOB"), na broca de perfuração 110, como resultado do peso da coluna de perfuração 108. Mais especificamente, uma parte do peso da coluna de perfuração 108 é suspensa pelo guincho 114, e uma parte não-suspensa do peso da coluna de perfuração 108 é transferida para a broca de perfuração 110, como WOB. O guincho 114 pode ter um codificador (não mostrado nos desenhos), que pode ser configurado para determinar as profundidades de pontos ao longo da coluna de perfuração 108. O terminal 104 pode ser comunicativamente conectado ao codificador, para gerar um registro de profundidade da broca de perfuração 110 em função do tempo.
Também deve ser apreciado por aqueles que têm habilidade comum na arte, que a coluna de perfuração 108 pode incluir uma coluna de perfuração com ombro único, uma coluna de perfuração com ombros duplos, uma coluna de perfuração com fio, tubulação flexivel, revestimento, ou combinações dos mesmos. Por exemplo, a coluna de perfuração 108 pode incluir tubulação flexivel, e um cabo de comunicação pode se estender dentro da tubulação flexivel, para transmitir comunicação e energia aos componentes em uma extremidade da tubulação flexivel.
Fluido de perfuração 120 pode ser armazenado em um reservatório 122 formado na região de poço 100. Uma bomba 134 pode alimentar o fluido de perfuração 120 para o interior da coluna de perfuração, 108 para induzir o fluido de perfuração 120 a fluir para baixo através da coluna de perfuração 108. Um motor de fundo 111 pode usar o fluxo do fluido de perfuração 120 para gerar energia elétrica. O fluido de perfuração 120 pode sair da coluna de perfuração 108 através de orifícios (não mostrados) na broca de perfuração 110 e, em seguida, pode circular para cima, através do espaço anular 107. Assim, o fluido de perfuração 120 pode lubrificar a broca de perfuração 110, e pode levar os cascalhos da formação para cima até a superfície, após o que o fluido de perfuração 120 retorna ao reservatório 122 para recirculação.
Sensores 150 em várias posições ao longo da coluna de perfuração 108 podem obter dados, de preferência em tempo real, sobre o funcionamento e as condições da coluna de perfuração 108, o fluido de perfuração, e/ou a formação em torno do espaço anular do poço 107. Por exemplo, os sensores 150 podem obter informações relativas a uma taxa de fluxo do fluido de perfuração, uma temperatura do fluido de perfuração, uma composição do fluido de perfuração, uma tensão ou deformação sobre a coluna de perfuração 108, e/ou uma velocidade de rotação da coluna de perfuração 108.
Outras medidas ou dados, que podem ser obtidas pelos sensores 150, podem estar relacionadas com a pressão do furo de poço, peso sobre a broca, torque sobre a broca, direção, inclinação, rpm do comando, temperatura da ferramenta, temperatura anular, face da ferramenta, e/ou qualquer outra medida, que possa ser benéfica para aqueles que têm habilidade comum na arte.
Além disso, os sensores 150 podem ser posicionados na região do poço, no, ou perto do, conjunto de poço 112.
Os sensores 150, que podem fornecer informações sobre as condições de superfície, como, por exemplo, pressão do tubo bengala, carga no gancho, profundidade, torque de superfície, rpm do sistema rotativo e/ou similares. As informações obtidas pelos sensores 150 podem ser transmitidas para vários componentes do sistema 10, como, por exemplo, o terminal 104. A coluna de perfuração 108 pode ter um BHA 130 próximo à broca de perfuração 110. O BHA 130 pode ter uma ou mais ferramentas, dispositivos ou sensores para medir uma propriedade do furo de poço 106, a formação em torno do furo de poço 106, e/ou a coluna de perfuração 108. Por exemplo, o BHA 130 pode ter um módulo de perfilagem durante a perfuração (LWD) 160. O módulo de LWD 160 pode ser alojado em um comando de perfuração do BHA 130, e pode ter um ou mais tipos conhecidos de ferramentas de perfilagem. O módulo de LWD 160 pode ter recursos para medir e processar dados adquiridos a partir e/ou através do furo de poço 106. O BHA 130 pode ter um sensor de face da ferramenta 180, que determina a orientação de face da ferramenta do BHA 130. O sensor de face da ferramenta 180 pode usar um ou mais magnetômetros e/ou acelerômetros para determinar a orientação azimutal do BHA 130 em relação ao norte magnético da terra, e/ou pode usar um ou mais sensores de gravidade para determinar a orientação azimutal do BHA 130 em relação ao vetor gravitacional da Terra. O sensor de face da ferramenta 180 pode usar quaisquer meios para determinar a orientação de face da ferramenta do BHA 130, conhecidos por uma pessoa tendo habilidade comum na arte. O BHA 130 pode ter um módulo de medição durante a perfuração (MWD) 170. O módulo de MWD 170 pode ser alojado em um comando de perfuração localizado na extremidade superior do BHA 130, e pode ter um ou mais dispositivos para medir características da coluna de perfuração 108 e da broca de perfuração 110. Por exemplo, o módulo de MWD 17 0 pode medir propriedades físicas, como, por exemplo, temperatura, pressão e/ou trajetória do poço. 0 módulo de MWD 170 pode ter um sensor de D e I 172, que pode determinar a inclinação e o azimute do BHA 130. Por exemplo, o sensor de D e I 172 pode usar um acelerômetro e/ou um magnetômetro para determinar a inclinação e o azimute do BHA 130. 0 sensor de D e I 172 pode usar quaisquer meios para determinar a inclinação e o azimute do BHA 130, conhecidos por uma pessoa tendo habilidade comum na arte. O módulo de MWD 170 pode ter um dispositivo de telemetria por fluxo de lama 176, que pode bloquear seletivamente a passagem do fluido de perfuração 20 através da coluna de perfuração 108. O dispositivo de telemetria por fluxo de lama 176 pode transmitir dados a partir do BHA 130 à superfície, por modulação da pressão no fluido de perfuração 20. Alterações na pressão modulada podem ser detectadas por um sensor de pressão 180, comunicativamente conectado ao terminal 104. O terminal 104 pode interpretar as mudanças na pressão modulada, para reconstruir os dados enviados a partir do BHA 130. Por exemplo, o dispositivo de telemetria por fluxo de lama 176 pode transmitir a inclinação, o azimute e a orientação de face da ferramenta à superfície, por modulação da pressão no fluido de perfuração 20, e o terminal 104 pode interpretar as mudanças na pressão modulada para obter a inclinação, o azimute e a orientação de face da ferramenta do BHA 130. A telemetria por pulso de lama pode ser implementada, usando o sistema descrito na Patente dos EUA N°. 5517464, concedida ao cessionário da presente divulgação. Em alternativa, tubos de perfuração com fio, telemetria eletromagnética e/ou telemetria acústica podem ser usados, em vez, ou além, de telemetria por pulso de lama. Por exemplo, telemetria por pulso de lama pode ser usada em conjunto com, ou como substituto para, tubos de perfuração com fio, conforme descrito a seguir.
Telemetria por tubulação de perfuração com fio pode comunicar sinais ao longo de condutores elétricos no tubo de perfuração com fio. Emendas da tubulação de perfuração com fio podem ser interligadas, para formar a coluna de perfuração 108. O tubo de perfuração com fio pode fornecer um canal de comunicação de sinais, comunicativamente acoplado a cada extremidade de cada uma das emendas de tubulação com fio. Por exemplo, o tubo de perfuração com fio, de preferência, tem um condutor elétrico e/ou óptico estendido, pelo menos parcialmente, dentro do tubo de perfuração, com acopladores indutivos posicionados nas extremidades de cada uma das emendas de tubulação com fio. 0 tubo de perfuração com fio pode permitir a comunicação dos dados, a partir do BHA 130 até o terminal 104. Exemplos de tubo de perfuração com fio, que podem ser usados na presente divulgação, são descritos em detalhe nas Patentes dos EUA N°. 6.641.434 e 6.866.306 de Boyle e outros, na Patente dos EUA N° . 7.413.021 de Madhavan e outros, e no Pedido de Patente dos EUA, Pub. N°. 2009/0166087, de Braden e outros, requerido pelo cessionário do presente Pedido. A divulgação atual não é limitada a uma modalidade especifica do sistema de telemetria. O sistema de telemetria pode ser qualquer sistema capaz de transmitir os dados do BHA 130 ao terminal 104, como conhecido por uma pessoa tendo habilidade comum na arte.
Em uma extremidade da coluna de perfuração 108, a broca de perfuração 110 pode ser conectada ou presa. A broca de perfuração 110 pode ser conectada a um sub curvo 109, que pode ser inclinado em relação ao BHA 130. Em uma modalidade, o sub curvo 109 pode ser inclinado aproximadamente dois graus ou menos em relação ao BHA 130. O motor de fundo 111 pode ser conectado ao sub curvo 109 e/ou pode girar o sub curvo 109 e/ou a broca de perfuração 110, sem rotação da coluna de perfuração 108. O motor de fundo 111 e/ou o sub curvo 109 podem ser conectados a uma transmissão mecânica 112. A transmissão mecânica 112 pode impedir a rotação do sub curvo 109 em relação ao restante da coluna de perfuração 108, se a coluna de perfuração 108 estiver rodando. A transmissão mecânica 112 pode permitir que o motor de fundo 111 rode o sub curvo 109, se a coluna de perfuração 108 estiver deslizando.
Outro método conhecido de perfuração direcional inclui o uso do sistema direcional rotativo ("RSS") 17, como mostrado na Figura 2. No RSS 17, dispositivos para fundo de poço fazem com que a broca de perfuração 11 perfure numa direção desejada ou predeterminada. 0 RSS 17 pode ser usado para perfurar furos de poço desviados dentro da terra. Tipos exemplificantes do RSS 17 incluem um sistema de "apontar a broca" e um sistema de "empurrar a broca". No sistema de 'apontar a broca', o eixo de rotação da broca de perfuração 110 é desviado do eixo local do BHA 130 na direção geral do novo furo. O furo de poço 106 pode ser propagado, em conformidade com a geometria habitual de três pontos definida por pontos de contato dos estabilizadores superior e inferior, e a broca de perfuração 110. O ângulo de desvio do eixo da broca de perfuração 110 pode ser associado a uma distância finita entre a broca de perfuração 110 e o estabilizador inferior, e pode resultar na condição não-colinear necessária para uma curva ser gerada. Há muitas maneiras, em que isto pode ser conseguido, incluindo uma curva fixa em um ponto no BHA 130 adjacente ao estabilizador inferior, ou uma flexão do eixo de acionamento da broca de perfuração, distribuída entre os estabilizadores superior e inferior. Exemplos de sistemas direcionais rotativos do tipo 'apontar a broca', e como eles operam, estão descritos nas Patentes dos EUA N°. 6.401.842; 6.394.193; 6.364.034; 6.244.361; 6.158.529; 6.092.666 e 5.113.953.
No sistema direcional rotativo do tipo 'empurrar a broca', normalmente não há nenhum mecanismo especialmente identificado para desviar o eixo da broca de perfuração 110, a partir do eixo local da composição de fundo; em vez disso, a condição não-colinear demandada pode ser alcançada, fazendo com que um ou ambos os estabilizadores, superior ou inferior, apliquem uma força ou deslocamento excêntrico em uma direção, que é preferencialmente orientada com relação à direção de propagação do furo.
Novamente, existem muitas maneiras, em que isto pode ser alcançado, incluindo, mas não limitado a, estabilizadores excêntricos não rotativos (com relação ao furo) (métodos baseados no deslocamento), e atuadores excêntricos, que aplicam força sobre a broca de perfuração, na direção desejada. Mais uma vez, a direção é obtida, através da criação de não co-linearidade entre a broca de perfuração 110 e, pelo menos, dois outros pontos de contato. Exemplos de sistemas direcionais rotativos do tipo 'empurrar a broca', e como eles operam, estão descritos nas Patentes dos EUA N° . 5.265.682; 5.553.678; 5.803.185; 6.089.332; 5.695.015; 5.685.379; 5.706.905; 5.553.679; 5.673.763; 5.520.255; 5.603.385; 5.582.259; 5.778.992; e 5.971.085. O furo de poço 106 pode ser perfurado, de acordo com um plano de poço estabelecido antes da perfuração. 0 plano de poço estabelece normalmente equipamentos, pressões, trajetórias e/ou outros parâmetros que definem o processo de perfuração para a região de poço 100. 0 plano de poço pode estabelecer um local de destino, como, por exemplo, um local dentro de, ou adjacente a, um reservatório de hidrocarbonetos, e/ou pode estabelecer um caminho de perfuração, através do qual a broca de perfuração 110 pode se deslocar até o local de destino. A operação de perfuração pode ser realizada, de acordo com o plano de poço. No entanto, quando as informações são obtidas, a operação de perfuração pode precisar ser desviada do plano de poço. Por exemplo, quando operações de perfuração ou outras mais são realizadas, as condições do subsolo podem mudar, e a operação de perfuração pode necessitar de ajuste.
Um dispositivo de medição, como o módulo de MWD 170 e/ou o sensor de D e I 172, na coluna de perfuração 108, pode obter uma medida relacionada a uma orientação e/ou posição da coluna de perfuração 108. A orientação e/ou posição da coluna de perfuração 108 podem ser uma posição da coluna de perfuração 108 em um dispositivo obtendo a medida de posicionamento, como o sensor de Del 172. Para obter uma orientação e posição precisas da coluna de perfuração 108 no local do dispositivo de medição, um levantamento estático ou outra medição estática é normalmente necessária. A medição estática permite que o sensor de Del 172, ou outro dispositivo de medição, obtenha uma medida de posição ao longo de três eixos com respeito à coluna de perfuração 108, tal como um eixo x, y, e z relacionado com a posição da coluna de perfuração 108.
Conforme a perfuração avança, é benéfico prever a posição da coluna de perfuração 108 e/ou da broca de perfuração 110 em uma posição futura ou prevista com base nas configurações de perfuração. No entanto, uma posição real da coluna de perfuração 108 além do dispositivo de obtenção da medida de posição e até mesmo uma posição real na broca de perfuração 110 é geralmente desconhecida.
Vantajosamente, projetando a partir da última medida .de posição, tal como projetando a partir da posição e atitude do sensor de Direção e Inclinação (D e I) 172 no último levantamento estático, para a profundidade do furo, onde a broca de perfuração 110 está atualmente localizada, uma atitude e posição estimadas para a broca de perfuração 110 podem ser obtidas. Em algumas situações, pode ser vantajoso projetar ainda mais uma profundidade prevista do furo, do próximo levantamento estático, a fim de estimar ou prever onde a coluna de perfuração 108 e/ou a broca de perfuração 110 podem ser posicionadas no próximo ponto de levantamento planejado. 0 próximo ponto de levantamento planejado pode ser, por exemplo, determinado com base na profundidade ou distância do último levantamento estático. Como outro exemplo, o próximo ponto de levantamento planejado pode ser obtido por outras razões, como pausa ou interrupção da perfuração. Projeções posicionais podem ser realizadas, usando qualquer variedade de métodos, a partir de um simples cálculo de planilha até um método mais sofisticado, usando um processador e/ou software que podem envolver a calibração de um modelo de comportamento direcional da Composição de Fundo <BHA).
Além disso, o atual sistema e método podem não só prever uma posição da coluna de perfuração 108 e/ou da broca de perfuração 110 em uma posição futura, mas também determinar uma incerteza ou probabilidade de erro associada à posição prevista. A fim de fazê-lo, um algoritmo pode ser usado para determinar a incerteza e/ou a probabilidade de erro. O algoritmo de incerteza da projeção leva em conta os erros associados às projeções e produz uma área, dentro da qual a medida real da posição é esperada incidir (em ambas, atitude e posição), juntamente com as probabilidades associadas à medida real posicionai estarem dentro de cada área. A área pode ser dimensionada e moldada com base na incerteza da posição prevista. Em uma modalidade, a área pode ser elíptica.
Deve ser entendido que a posição prevista pode ser uma posição prevista real, ou uma medida de levantamento prevista. Embora em alguns casos, a posição real prevista e a medida de levantamento prevista possam ser substancialmente similares, na maioria dos casos cada medida de posição terá um determinado erro associado em relação à posição real. 0 algoritmo de projeção da incerteza pode utilizar medidas históricas de levantamento estático e continuo, que geralmente só permitem medidas ao longo de dois eixos, para calcular os erros de execução entre a medida posicionai prevista e a medida posicionai obtida. Os erros ao longo de uma janela móvel de medidas anteriores são combinados para estimar distribuições de probabilidade para os erros de curvatura na projeção. Essas distribuições são usadas para produzir áreas probabilisticas de incerteza da projeção, em inclinação e azimute, com suas probabilidades associadas.
Essas áreas de incerteza na inclinação e azimute são mapeadas para áreas de incerteza na posição (com probabilidades associadas), utilizando uma técnica de interpolação, como a curvatura mínima.
Um exemplo será agora descrito, para mais bem ilustrar a presente invenção. A presente invenção não deve ser considerada, como limitada a esse exemplo, mas sim deve ficar claro que esse exemplo é usado para ilustrar como a presente invenção pode ser utilizada. Assuma que um poço seja perfurado com um conjunto específico de configurações de ferramenta transmitidas d[s], resultando na orientação real do poço descrita pela inclinação e azimute Inclinação e azimute são medidos em intervalos regulares por meio de medidas de levantamento estático *sCs] e asW e medidas de levantamento continuo ^cCsl e ^E5]. (Aqui, s é a variável independente, representando profundidade do furo).
Um modelo pode ser usado, como um modelo de quatro parâmetros (com conjunto de parâmetros k) t qUe caracteriza as derivadas de inclinação e azimute da profundidade (a curvatura de construção e giro) em termos dos parâmetros do modelo e configurações da ferramenta. Em particular, 0 modelo pode ser calibrado por um processador e/ou software por qualquer técnica ou método, que são conhecidos pelas pessoas tendo habilidade comum na arte. Um exemplo é o ajuste dos parâmetros k[s] em intervalos regulares de profundidade para minimizar o erro médio quadrático entre curvatura de construção modelada e medida (doravante denominada "BC") e curvatura de giro (doravante denominada "TC") ao longo de uma determinada janela de profundidades, como uma distância predeterminada, por exemplo, 300 pés. O modelo calibrado e/ou as configurações de perfuração podem ser usados para (1) projetar à frente, a partir da última medida de levantamento estático no sensor de D e I 172 até a broca de perfuração 110, e (2) inverter o modelo para mapear a ação de controle desejada na broca de perfuração 110, como o BC e TC desejados, para as configurações recomendadas. As configurações recomendadas podem ser, por exemplo, uma configuração de face da ferramenta, uma relação de direção ou de potência, um BC, um TC, rotações por minuto ("RPM"), configuração de peso sobre a broca, ou outras relacionadas com o posicionamento da coluna de perfuração 108 e/ou broca de perfuração 110.
Como tal, a precisão do modelo é um forte indicador da qualidade das configurações recomendadas, que podem ser geradas pelo software, processador, e/ou algoritmo, a fim de orientar ou direcionar a coluna de perfuração 108 e/ou a broca de perfuração 110 numa direção desejada, como ao longo de um plano de poço. As projeções são calculadas pela integração das equações BC e TC em intervalos de configurações constantes da ferramenta, a partir da profundidade do sensor de D e I 172 até a profundidade da broca de perfuração 110, para obter a inclinação e azimute na broca de perfuração 110.
Propõe-se que a precisão do modelo calibrado seja quantificada pela comparação das orientações de furo projetadas (usando os parâmetros do modelo calibrado k|>]) para medidas reais (medidas de levantamento continuo e estático) . Os erros são combinados ao longo de uma janela de profundidades de estimativas e medidas anteriores, a fim de assegurar a confiança nos cálculos de erro. Os erros históricos podem, então, ser usados em uma formulação matematicamente consistente para propagar a incerteza posicionai associada à medida de posição prevista. A incerteza posicionai pode ser usada tanto como um indicador de quando transmitir (quando comparado a um desvio admissivel desejado do plano, ADP, propagação à frente usando as configurações atuais da ferramenta), bem como uma indicação da confiabilidade das configurações recomendadas, que surgem do uso do modelo e dos parâmetros do modelo calibrado.
Os cálculos para os erros são iterados para cada medida sucessiva de levantamento estático, para fornecer os dados históricos para os erros na curvatura de giro e . na curvatura de construção. Assumindo que os desvios no comportamento do BHA a partir do modelo calibrado podem ser aproximados por uma distribuição normal, os dados históricos para o erro na curvatura de construção e na curvatura de giro podem ser usados para propagar a incerteza posicionai nas previsões. Em particular, uma hipótese pode ser que os erros BC e os erros TC surjam de distribuições normais não correlacionadas, e faça a suposição (uma vez que os parâmetros foram estimados para minimizar o erro nesses valores), de que as médias dessas distribuições são o lugar onde os erros são zero.
Assumindo uma distribuição normal, tal como uma distribuição normal bivariada, para os erros BC e TC, permite uma estimativa da probabilidade da inclinação e azimute projetadas estar dentro de um intervalo especificado, a partir da verdadeira inclinação e azimute (ou inclinação e azimute medidas na profundidade de projeção). Em particular, permita a existência de uma área predeterminada, tal como uma elipse deformada, enviesada, no plano de azimute/ inclinação, cujo ponto central é a inclinação e azimute projetadas, do atual levantamento estático sn até o próximo levantamento estático previsto resultante dos parâmetros do modelo calibrado no atual levantamento estático kW. Uma vez que os erros são assumidos resultarem de distribuições normais com as variâncias acima, a probabilidade da inclinação e azimute reais na medida posicionai prevista, abrangida por essa área predeterminada, pode ser determinada, calculando o erro de inclinação e azimute projetados, causado por um erro no BC e TC. Quando a distribuição de probabilidades para os erros no BC e TC tiver sido calculada, a probabilidade dos erros BC e TC e, portanto, a probabilidade dos erros na inclinação e azimute projetados assumirem valores específicos, pode ser calculada.
Em outras palavras, para uma área predeterminada, uma probabilidade de que a inclinação e o azimute reais se situem dentro da área predeterminada, pode ser determinada.
Por exemplo, em uma modalidade, onde a área predeterminada é uma elipse, a elipse de incerteza na inclinação e azimute pode ser mapeada para uma elipse de incerteza na posição, pela utilização de um método de interpolação, tal como o método de curvatura minima. O algoritmo da curvatura minima, por exemplo, pode usar a posição inicial, orientação inicial, comprimento de arco, e orientação final como entradas, e retornar a posição final como resultado, assumindo uma relação entre as posições, seja linear, polimérica, ou um arco esférico entre os pontos inicial e final. O resultado de executar o método de curvatura minima em um conjunto de inclinações e azimutes finais definidos pela elipse acima irá resultar em uma seção elíptica de uma superfície curva. Essa superfície, que se propaga à frente em comprimentos de arco sucessivos, pode se formar em uma elipse móvel de incerteza para a verdadeira posição ' do próximo levantamento.
Esses dados podem ser, então, usados para encontrar a razão das medidas de levantamento incidentes em uma série de áreas predeterminadas, onde cada área é maior do que a anterior. Quanto maior for a área predeterminada de incerteza, maior será a confiança de que a posição de medida prevista irá se situar dentro da área predeterminada. A proporção de medidas futuras incidentes em um grupo ou família de elipses compartilhando a mesma probabilidade deve ser igual à probabilidade associada a essa familia de elipses. Se a relação de medidas futuras incidentes em uma familia especifica de elipses for maior do que sua probabilidade associada, então as elipses são muito grandes e o nivel de incerteza foi superestimado, enquanto que, se relação for menor do que sua probabilidade associada, então as elipses são muito pequenas e o nivel de incerteza foi subestimado. A inclinação e azimute do último levantamento estático podem ser projetados para uma ou mais profundidades de levantamento contínuo e para o próximo levantamento estático, antes do próximo levantamento estático, usando o método aqui descrito. Pode haver qualquer número de levantamentos contínuos obtidos entre levantamentos estáticos. A Fig. 2A ilustra dados de uma série de inclinações previstas e da inclinação real medida, que podem ser obtidas usando o sistema e método da invenção. A Fig. 2B ilustra um exemplo de um valor azimutal projetado e um valor azimutal real, que podem ser obtidos em uma modalidade da presente invenção.
Em seguida, o erro entre a inclinação e azimute projetados e a inclinação e azimute reais em levantamentos contínuos e estáticos nos componentes da curvatura de construção (erro de inclinação) e da curvatura de giro (erro de azimute multiplicado pela inclinação senoidal) pode ser calculado. A Fig. 2C ilustra valores da curvatura de construção ("BC"), e erros nesses valores podem ser obtidos em uma modalidade da presente invenção. A Fig. 2D ilustra os valores da curvatura de ferramenta, e erros nesses valores podem ser obtidos em uma modalidade da presente invenção.
Assumindo que a média de erro é zero, obtenha a variância da população desses erros em uma janela em movimento. Com base nisso, a distribuição normal de erros nos eixos BC e TC pode ser obtida, a qual evolui com a profundidade medida. Então, uma área predeterminada de incerteza pode ser criada junto com uma probabilidade de que a orientação prevista irá estar dentro da área predeterminada. Por exemplo, elipses de incerteza referentes às probabilidades de que a inclinação e azimute medidos se situem dentro de um determinado "raio elíptico" a partir da inclinação e azimute projetados, podem ser calculadas. As áreas predeterminadas de incerteza na inclinação e azimute podem ser, então, mapeadas, para áreas de incerteza na posição. A Fig. 3 ilustra uma modalidade de uma medida posicionai projetada e uma série de áreas predeterminadas de incerteza, em que cada área predeterminada representa uma probabilidade de que a medida de posicionamento na profundidade de furo projetada se situe dentro dessa área predeterminada. A Fig. 4 ilustra as áreas predeterminadas de incerteza na inclinação e azimute, em que a futura inclinação e azimute medidos são esperadas se situar, onde cada área predeterminada sucessivamente maior representa uma maior probabilidade de que a inclinação e azimute medidos na profundidade de furo projetada se situe dentro dessa área predeterminada.
Inúmeros benefícios podem ser obtidos de uma descrição quantitativa do grau de incerteza associado às projeções, inclusive permitindo que o perfurador e/ou processador de superfície determine o nivel de confiança, com que a coluna de perfuração 108 e/ou a broca de perfuração 110 está seguindo um determinado plano de poço, e indicando se é necessário obter uma medida posicionai' de levantamento estático e novas configurações de direção transmitidas com mais freqüência, a fim de seguir o plano de poço dentro de um determinado pacote. Em outras palavras, a obtenção de outro levantamento estático antes da medida posicionai projetada provavelmente irá aumentar a probabilidade de que a medida posicionai prevista se situe dentro da área predeterminada, e/ou diminuir a área predeterminada de incerteza para uma dada probabilidade.
Além disso, outro benefício inclui o fornecimento de uma indicação da confiabilidade das configurações de direção recomendadas, calculadas utilizando o modelo, no qual as projeções são baseadas, por exemplo, usando o comprimento do intervalo de confiança 1 ± σ (um sigma) para indicar o nível de incerteza do modelo. Em terceiro lugar, é benéfico ter uma indicação de quando é necessário gerar uma nova configuração de direção com base na comparação da posição da elipse associada a um determinado nível de incerteza (por exemplo, no intervalo de confiança ± 2 σ (dois sigma)) em relação a um desvio aceitável do plano (ADP).
Será apreciado que várias das características e funções acima divulgadas e outras mais, ou alternativas das mesmas, podem ser combinadas desejavelmente em muitos outros diferentes sistemas ou aplicações. Além disso, várias alternativas, modificações, variações ou melhorias imprevistas nesse documento podem ser feitas posteriormente por pessoas hábeis na arte, e também se destinam a ser abrangidas pelas reivindicações seguintes. - REIVINDICAÇÕES -
Claims (20)
1. MÉTODO PARA DETERMINAR INCERTEZA DE UMA ORIENTAÇÃO DE POÇO, caracterizado pelo fato de compreender: obtenção de uma medida relacionada a uma primeira orientação de uma coluna de perfuração em um dispositivo de medição conectado à coluna de perfuração; previsão de uma segunda orientação da coluna de perfuração com base nas configurações de perfuração e a primeira orientação; e determinação da probabilidade de que a segunda orientação esteja dentro de uma primeira área de incerteza predeterminada em torno da segunda orientação.
2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação '1, caracterizado pelo fato da segunda orientação estar em uma posição, que o dispositivo de medição é projetado alcançar.
3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da segunda orientação estar em uma posição além de uma broca de perfuração ligada à coluna de perfuração.
4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da medida relacionada com a primeira posição incluir uma inclinação e azimute.
5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da primeira área predeterminada ter uma forma elíptica.
6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da etapa de obtenção de uma medida relacionada com a primeira posição incluir a realização de um levantamento estático da posição ou orientação do poço.
7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato das configurações de perfuração incluírem uma face da ferramenta e uma curvatura de construção.
8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de ainda compreender: execução de uma ação baseada na incerteza, a ação selecionada a partir do grupo de: cessação da perfuração do poço e realização de um levantamento estático de uma orientação do poço, modificação da face da ferramenta, modificação da curvatura de construção, e omissão de um levantamento estático planejado.
9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender: determinação de uma incerteza relativa ' à probabilidade de que a segunda orientação esteja dentro de uma segunda região predeterminada, a segunda região predeterminada incluindo toda a primeira região predeterminada.
10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender: comparação da segunda orientação prevista com um plano de poço; determinação se a incerteza associada à segunda orientação prevista é aceitável; e execução de uma ação baseada na incerteza e na comparação da segunda orientação prevista com o plano de poço.
11. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato da posição na segunda orientação ser determinada pela obtenção de um comprimento da coluna de perfuração entre a primeira orientação e a segunda orientação.
12. MÉTODO PARA DETERMINAR INCERTEZA DE UMA ORIENTAÇÃO DE POÇO, caracterizado pelo fato de compreender: previsão de uma medida de primeira orientação em uma primeira posição da coluna de perfuração, onde a primeira posição está localizada em uma posição, que a coluna de perfuração está prevista atingir; obtenção da medida de primeira orientação em uma posição adjacente à primeira posição; determinação de um erro entre a medida de primeira orientação prevista e a medida de primeira orientação obtida; previsão de uma medida de segunda orientação em uma segunda posição da coluna de perfuração, a segunda posição sendo uma posição além da primeira posição, que a coluna de perfuração está prevista atingir; e determinação de uma incerteza associada à segunda medida de posição com base no erro.
13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato da medida de primeira orientação e da medida de segunda orientação incluir pelo menos um azimute e uma inclinação.
14. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato da incerteza ser uma probabilidade de que a medida de segunda orientação prevista é precisa.
15. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato da incerteza ser uma probabilidade de que a medida de segunda orientação prevista está dentro de um intervalo predeterminado de posições em torno da medida de segunda orientação prevista.
16. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato da etapa de determinação do erro incluir o cálculo de uma diferença entre a medida de segunda orientação prevista e a medida de segunda orientação obtida, normalizada pela distância de projeção.
17 . MÉTODO PARA DETERMINAR INCERTEZA DE UMA ORIENTAÇÃO DE POÇO, caracterizado pelo fato de compreender: obtenção de uma medida de primeira orientação em uma primeira posição no poço; calibragem de um modelo para prever uma medida de segunda orientação com base na primeira orientação, numa curvatura de construção e numa curvatura de giro da coluna de perfuração, a segunda posição sendo uma posição prevista, que o poço irá atingir; e na primeira posição, previsão de uma medida de segunda orientação em uma segunda posição; adjacente à segunda posição, obtenção da segunda orientação; cálculo de um erro entre a medida de segunda orientação prevista e a medida de segunda orientação obtida; previsão de uma medida de terceira orientação em uma terceira posição com base na curvatura de construção, na curvatura de giro e na medida de segunda orientação, a terceira posição ao lado ou além de uma localização de uma broca de perfuração fixada na coluna de perfuração; e determinação da incerteza associada à medida de terceira orientação prevista.
18. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender: apresentação da incerteza da medida de terceira orientação, definindo uma região em torno da medida de terceira orientação prevista e uma probabilidade de que a medida de terceira orientação esteja dentro da região.
19. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de ainda compreender: comparação da região com o plano de poço; e ajuste automático da curvatura de construção ou da curvatura de giro, ajustando as configurações da ferramenta .
20. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de ainda compreender: obtenção de uma medida de quarta orientação para reduzir a incerteza com a medida de terceira orientação, onde a medida de quarta orientação está localizada entre a segunda posição e a terceira posição.
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