BR112019008697B1 - Método de perfuração e sistema de perfuração - Google Patents

Abstract

Um método de perfuração revelado inclui: obter um modelo de formação que representa propriedades de formação a serem encontradas por um conjunto de perfuração sendo dirigido para um alvo; identificar pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso para prever a resposta do conjunto de perfuração a um ou mais parâmetros operacionais; caracterizar incertezas associadas ao modelo de formação e pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração, a caracterização fornecendo uma função de densidade de probabilidade para cada incerteza; representar uma faixa aceitável para cada de um ou mais parâmetros operacionais como uma função de densidade de probabilidade; empregar as funções de densidade de probabilidade para determinar amostras aleatórias das incertezas e de um ou mais parâmetros operacionais; aplicar uma função de custo às amostras aleatórias para determinar um custo esperado como uma função de um ou mais parâmetros operacionais; e exibir os parâmetros operacionais aleatoriamente amostrados tendo um custo mínimo esperado como parâmetros operacionais otimizados.

Description

Fundamentos

[0001] Perfuração direcional é o processo de orientar uma coluna de perfuração e consequentemente o furo de poço. Pode ser obtida com uma variedade de mecanismos de direção de coluna de perfuração, por exemplo, cunhas de desvio, motores de lama com alojamentos dobrados, brocas de perfuração por jato de fluido, estabilizadores de medidor ajustável e sistemas de direção rotativa (RSS). Cada desses mecanismos emprega força lateral, ângulo de inclinação de broca ou alguma combinação dos mesmos, para orientar o movimento para frente e rotativo da coluna de perfuração. Podem ser usados para evitar obstáculos e atingir alvos desejáveis, os quais podem ambos assumir várias formas. Por exemplo, um alvo pode ser especificado em termos de um ponto de entrada em uma formação, juntamente com um vetor de entrada desejado. Tanto o ponto de entrada como o vetor podem ser especificados como faixas ou acompanhados por tolerâncias aceitáveis. Alguns furos de poço podem mesmo ser associados a uma série de tais vetores e pontos de entrada.

[0002] Perfuradores empregam em geral planejamento de trajetória cuidadoso não somente para assegurar que alvos sejam atingidos e obstáculos evitados, mas também para limitar curvatura e tortuosidade do furo de poço. Tais limites são necessários para evitar que a coluna de perfuração e outros tubulares fiquem presos, evitar fricção excessiva e minimizar desgaste do revestimento.

[0003] Planejamento de trajetória é em geral sujeito à incerteza de informação a partir de diversas fontes. Por exemplo, a coluna de perfuração encontra continuamente formações cujas propriedades precisas não são frequentemente conhecidas antecipadamente, porém que afetam a operação da broca, ou mais precisamente, afetam as faixas de parâmetro operacional que induzem giro de broca, prisão-deslizamento, vibração e outros comportamentos indesejáveis, bem como afetam a relação entre aqueles parâmetros e o ROP. O modelo de dinâmica de perfuração usado para prever tais comportamentos poderia ser descasado com o conjunto de coluna de perfuração físico. A heterogeneidade de formação também pode ser incerta, bem como as posições precisas dos limites de formação e quaisquer anomalias de formação detectadas. Os próprios parâmetros operacionais podem não ser precisamente conhecidos (por exemplo, rotações por minuto (RPM), torque, carga de gancho, peso em broca (WOB), pressão de fundo de poço, taxa de fluxo de fluido de perfuração), se devido a imprecisões nos mecanismos de controle ou ruído de sensor. Os mecanismos de direção podem sofrer de oscilação de broca ou outras imprecisões de direção.

[0004] É nesse contexto de incerteza que os perfuradores devem operar quando procuram atingir seus alvos rápida e eficientemente. A obtenção desse objetivo requer consideração de uma gama surpreendente de fatores incluindo taxa de penetração (ROP), probabilidade de dano ao equipamento e tempo não produtivo comensurável (NPT) gasto em reparos, e outras fontes de NPT incluindo manobrar o conjunto de fundo de poço (BHA), substituição de brocas gastas, execução de medições de levantamento e recalibragem de subsistemas de perfuração. Os perfuradores não têm orientação suficiente para otimizar seus parâmetros de operação em face de tal complexidade e incerteza.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0005] Por conseguinte, são revelados aqui sistemas e métodos de perfuração direcional empregando otimização de percurso estocástico dos parâmetros operacionais para perfuração. Nos desenhos:

[0006] A figura 1 é um diagrama esquemático de um ambiente de perfuração de poço ilustrativo.

[0007] A figura 2 é um diagrama de bloco-função de um sistema de perfilagem durante perfuração (LWD).

[0008] As figuras 3A-3D ilustram esquematicamente várias formas de incerteza de operação de perfuração.

[0009] A figura 4 é um diagrama de fluxo de um método de perfuração direcional ilustrativo.

[00010] Deve ser entendido, entretanto, que as modalidades específicas dadas nos desenhos e descrição detalhada da presente não limitam a revelação. Ao contrário, fornecem a base para que uma pessoa com conhecimentos comuns na técnica discirna as formas alternativas, equivalentes e modificações que são abrangidas juntamente com uma ou mais das modalidades dadas no escopo das reivindicações apensas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[00011] Para fornecer contexto e facilitar compreensão da presente revelação, a figura 1 mostra um ambiente de perfuração ilustrativo, no qual uma plataforma de perfuração 102 suporta uma torre 104 tendo um bloco de deslocamento 106 para elevar e abaixar uma coluna de perfuração 108. Um motor top-drive 110 sustenta e gira a coluna de perfuração 108 quando é abaixada para dentro do furo 112. A rotação da coluna de perfuração, individualmente ou em combinação com a operação de um motor de fundo de poço, aciona a broca de perfuração 114 para estender o furo de poço. A broca de perfuração 114 é um componente de uma composição de fundo (BHA) 116 que pode incluir adicionalmente um sistema de direção rotativo (RSS) 118 e estabilizador 120 (ou alguma outra forma de conjunto de direção) juntamente com comandos e instrumentos de perfilagem. Uma bomba 122 circula fluido de perfuração através de um tubo de alimentação para o acionamento superior 110, no fundo do poço através do interior da coluna de perfuração 8, através de orifícios na broca de perfuração 114, de volta para a superfície através de o espaço anular em torno da coluna de perfuração 108, e para dentro de um fosso de retenção 124. O fluido de perfuração transporta aparas a partir do furo de poço 112 para dentro do fosso de retenção 124 e auxilia a manter a integridade do poço não revestido. Uma porção superior do poço não revestido 112 é estabilizada com uma coluna de revestimento 113 e a porção inferior sendo perfurada é poço não revestido aberto (não revestido).

[00012] Os comandos na BHA 116 são tipicamente seções de tubo de aço de parede grossa que fornecem peso e rigidez para o processo de perfuração. As paredes grossas são também sítios convenientes para instalar instrumentos de perfilagem que medem condições de fundo de poço, vários parâmetros de perfuração e características das formações geradas pelo poço não revestido. Entre os parâmetros de perfuração tipicamente monitorados no fundo do poço estão medições de peso em broca (WOB), pressão de fundo de poço e vibração ou aceleração. Medições de fundo de poço adicionais podem incluir torque e momentos de flexão na broca e nos outros locais selecionados ao longo da BHA.

[00013] A BHA 116 tipicamente inclui ainda uma ferramenta de navegação tendo instrumentos para medir orientação de ferramenta (por exemplo, magnetômetros de múltiplos componentes e acelerômetros) e um sub de controle com um transmissor e receptor de telemetria. O sub de controle coordena a operação dos vários instrumentos de perfilagem, mecanismos de direção e motores de perfuração, de acordo com comandos recebidos da superfície, e fornece um fluxo de dados de telemetria para a superfície conforme necessário para comunicar medições relevantes e informações de status. Um módulo transmissor e receptor de telemetria correspondente está situado em ou perto da plataforma de perfuração 102 para concluir a ligação de telemetria. A técnica de telemetria mais popular modula o fluxo de fluido de perfuração para criar pulsos de pressão que se propagam ao longo da coluna de perfuração (“telemetria de pulso de lama ou MPT”), porém outras técnicas de telemetria são adequadas. Grande parte dos dados obtidos pelo sub de controle pode ser armazenada em memória para recuperação posterior, por exemplo, quando a BHA 116 fisicamente retorna à superfície.

[00014] Uma interface de superfície 126 serve como um cubo para comunicar através da ligação de telemetria e para comunicar com os vários sensores e mecanismos de controle na plataforma 102. Um sistema de processamento de dados (mostrado na figura 1 como um computador tablet 128) comunica com a interface de superfície 126 através de um link cabeado ou sem fio 130, coletando e processando dados de medição para gerar logs e outras representações visuais dos dados captados e os modelos derivados para facilitar análise por um usuário. Pelo menos em algumas modalidades, o usuário pode empregar ainda o sistema de processamento de dados para enviar comandos para o fundo do poço para controlar o mecanismo de direção e/ou ajustar os parâmetros operacionais de superfície. Parâmetros operacionais de superfície representativos incluem: carga de gancho, torque, rotações por minuto (RPM) e taxa de penetração (ROP).

[00015] O sistema de processamento de dados pode assumir muitas formas adequadas, incluindo uma ou mais de: um processador incorporado, um computador de mesa, um computador laptop, uma instalação de processamento central e um computador virtual na nuvem. Em cada caso, software em uma mídia de armazenagem de informação não transitória pode configurar o sistema de processamento para realizar o processamento, modelagem e geração de exibição desejados.

[00016] Para auxiliar o perfurador com direção do poço não revestido ao longo de uma trajetória desejada, a BHA 116 pode captar vários tipos de dados de medição incluindo medições de múltiplos componentes do campo magnético da terra e campo gravitacional em cada de uma série de pontos de levantamento (ou “estações”) ao longo do comprimento do poço não revestido. Os pontos de levantamento são tipicamente aquelas posições onde a ferramenta de navegação está em descanso, por exemplo, onde a perfuração foi parada par adicionar extensões de tubo de perfuração à coluna de perfuração. As medições de campo gravitacional e magnético revelam a inclinação (“inclinação”) e direção de bússola (“azimute”) do poço não revestido em cada ponto de levantamento. Quando combinado com o comprimento do poço não revestido entre pontos de levantamento (como mensurável a partir do comprimento adicionado à coluna de perfuração), essas medições permitem que a localização de cada ponto de levantamento seja determinada usando técnicas conhecidas como, por exemplo, o método tangencial, o método tangencial equilibrado, o método de ângulo igual, o método de raio de curvatura cilíndrico, ou o método de raio de curvatura mínimo, para trajetórias intermediárias de modelo entre pontos de levantamento. Quando combinadas juntas, essas trajetórias intermediárias formam uma trajetória geral de poço não revestido que pode ser, por exemplo, comparada com uma trajetória desejada ou usada para estimar posições relativas de quaisquer alvos desejados e obstáculos conhecidos.

[00017] Também entre os vários tipos de dados de medição que podem ser captados pela BHA 116 estão medições de calibre, isto é, medições do diâmetro do poço não revestido, opcionalmente incluindo a orientação e formato em seção transversal do poço não revestido, como uma função de posição ao longo do poço não revestido. Tais medições podem ser combinadas com as informações de trajetória para modelar fluxos de fluido, limpeza de furo, forças friccionais na coluna de perfuração e probabilidades de tubo preso.

[00018] A figura 2 é um diagrama de blocos-função de um sistema de perfuração direcional ilustrativo. Um ou mais controladores de ferramenta de fundo de poço 202 coletam medições de um conjunto de sensores de fundo de poço 204, preferivelmente, porém não necessariamente incluindo sensores de navegação, sensores de parâmetro de perfuração e sensores de parâmetro de formação, para serem digitalizados e armazenados, com processamento de fundo de poço opcional para comprimir os dados, melhorar a relação de sinal para ruído e/ou derivar parâmetros de interesse das medições.

[00019] Um sistema de telemetria 208 transfere pelo menos algumas das medições ou parâmetros derivados para um sistema de processamento 210 na superfície, o sistema uphole 210 coletando, registrando, e processando medições de sensores 212 em e em torno da rig além das informações de telemetria a partir do fundo do poço. O sistema de processamento 210 gera um display em interface interativa de usuário 214 das informações relevantes, por exemplo, logs de medição, trajetória de poço não revestido e parâmetros de perfuração recomendados para otimizar uma trajetória sujeita a tolerâncias alvo, limites em tortuosidade e incerteza de informação. O sistema de processamento 210 pode aceitar adicionalmente entradas de usuário e comandos e operar em resposta a tais entradas, por exemplo, para controlar os parâmetros operacionais da rig de superfície e transmitir comandos através do sistema de telemetria 208 para os controladores de ferramenta 202. Tais comandos podem alterar os ajustes do mecanismo de direção 206.

[00020] O software que executa em sistemas de processamento 128 e/ou 210 trata da incerteza de informação que é tipicamente encontrada no processo de perfuração. Antes da completação do poço não revestido há muitas incógnitas, incluindo as incertezas ambientais (por exemplo, propriedades de formação e locais de limite) e incertezas operacionais (por exemplo, valores ótimos de parâmetros operacionais). Se tomar uma abordagem determinista (por exemplo, onde o modelo é presumido preciso, e um programa fixo é presumido para todos os eventos), os perfuradores podem seguir trajetórias tendo risco indevido para alta tortuosidade, tubo preso, contato de formação ruim e retrabalho.

[00021] A figura 3A ilustra um primeiro tipo de incerteza operacional na forma de um mapa de comportamento vs. RPM e WOB. Marcados nos eixos geométricos estão o WOB máximo de design 302 e o RPM máximo de design 304, definindo uma faixa de parâmetros de WOB 306 e faixa de parâmetros de RPM 308. Compreendido nessa faixa, o sistema de processamento modelou a operação de perfuração para determinar a probabilidade de comportamento de prisão-deslizamento indesejável. Devido a incertezas em propriedades da rocha de formação e em quão bem o modelo de coluna de perfuração casa com a coluna de perfuração efetiva, as regiões são associadas a probabilidades derivadas de uma distribuição de probabilidade po. A região 310 representa a região “boa”, onde a probabilidade de comportamento prisão-deslizamento é muito baixa, por exemplo, menos de 10%. As regiões 312, 314 e 316 representam regiões de probabilidade aumentada, com a região 316 sendo a probabilidade mais alta, por exemplo, mais alta que 90%. Espera-se que essas regiões variem em relação a propriedades de formação diferentes, inclinações diferentes, graus diferentes de desgaste de broca, e com graus diferentes de descasamento de modelo quando informação adicional é obtida e o modelo é refinado.

[00022] A figura 3B ilustra um segundo tipo de incerteza operacional conhecida como “oscilação de broca”. A figura 3B mostra um poço não revestido “ideal” reto 320 que o perfurador busca estender ao longo de uma trajetória reta a partir do ponto final 322. Mesmo sob tais circunstâncias idealizadas, a trajetória efetiva 324 pode sair da trilha devido a desequilíbrios nas forças de interação de rocha-broca. A taxa na qual isso ocorre apresenta um grau de incerteza que é frequentemente representado por uma distribuição de probabilidade gaussiana pi, que pode ser definida em termos de uma média e variância, que pode variar com os parâmetros operacionais. A média e variância podem ser derivadas por métodos estatísticos, por exemplo, teste de hipótese.

[00023] A figura 3C ilustra um primeiro tipo de incerteza ambiental. Um poço não revestido 330 foi perfurado até um ponto 33i em um leito de formação 332 adjacente a um reservatório 334. O perfurador procura estender o poço não revestido ao longo de uma trajetória abaixo e paralela ao limite de reservatório. Entretanto, como o poço não revestido 330 não atingiu ainda o limite, a posição de limite precisa permanece incerta. Se o poço não revestido gira demasiadamente cedo (porque o perfurador acredita que o limite está na posição 336, enquanto está na realidade na posição 338), o poço não revestido pode perder o reservatório até que ação corretiva possa ser tomada. A incerteza de posição de limite pode ser representada por uma distribuição de probabilidade gaussiana p2 com uma variância que pode variar com base em quão próximo o ponto 33i deve estar do limite.

[00024] A figura 3D ilustra outros tipos de incerteza. Incertezas de parâmetro operacional 340, representadas como tendo uma distribuição de probabilidade p3, originam de causas como ruído de medição. Imprecisões nos sensores de navegação causam incerteza no local preciso e formato da trajetória de poço não revestido 342, representado aqui como tendo uma distribuição de probabilidade p4. O grau e distribuição de heterogeneidade na formação também podem ser tratados como distribuição probabilista P5.

[00025] As várias fontes de incerteza e suas distribuições de probabilidade podem ser determinadas com base em dados históricos e experiência, bem como estudos dos modelos para os sistemas de perfuração e formação. Acredita-se que esteja além da capacidade de seres humanos, mesmo os bem treinados, otimizar o percurso de perfuração na presença de tais incertezas.

[00026] O software que executa em sistemas de processamento 128 e/ou 210, trata dessa incerteza de informação e recomenda valores de parâmetro operacional que são otimizados em tempo real. O software emprega um método de otimização de percurso estocástico novo, automático para encontrar os valores ótimos na presença da incerteza.

[00027] O método implementado pelo software começa no bloco 402, onde recupera os dados de perfuração em tempo real e históricos disponíveis (por exemplo, perfis de parâmetros operacionais e propriedades de formação para o poço atual e quaisquer poços em volta) e dados esperados (por exemplo, modelos de formação e modelos de sistema de perfuração para fornecer respostas estimadas a entradas programáveis). Dados empíricos em geral no design de sistema de perfuração e comportamento também podem ser coletados e empregados para customizar o modelo de sistema de perfuração e auxiliar em analisar fontes de incerteza.

[00028] No bloco 404 o sistema de processamento configurado por software identifica a partir do modelo de formação as propriedades de formação estimadas de cada leito entre o ponto final atual do poço não revestido e o alvo de perfuração direcional. Com base nessas propriedades de formação, uma inclinação estimada do conjunto de fundo de poço quando encontra cada leito, e a configuração prevista do mecanismo de direção, o sistema de processamento determina um modelo de dinâmica de perfuração para cada leito de formação. Tais modelos podem ser derivados dos primeiros princípios, com base em dados históricos, ou derivados de alguma combinação desses.

[00029] Usando esses modelos, o sistema de processamento determina distribuições de probabilidade das incertezas operacionais, incluindo tais incertezas como oscilação de broca, ruído de sensor para parâmetros operacionais, e mapas de comportamento de perfuração versus valores de parâmetro operacional. Essas incertezas são definidas ou expressas como uma função dos parâmetros operacionais que compõem o espaço operacional, e seu impacto sobre o comportamento do sistema usando uma análise de sensibilidade de modelo. A análise de sensibilidade de modelo caracteriza como as imprecisões no modelo e entradas traduziriam em variações do mapa de comportamento. Desse modo as regiões operacionais ilustradas na figura 3A podem encolher e alterar quando tais incertezas são consideradas. As incertezas para outros mapas de desempenho podem ser similarmente analisadas, por exemplo, um mapa de ROP versus carga de gancho e torque de topdrive.

[00030] No bloco 408, o sistema de processamento determina a distribuição de probabilidade para as incertezas ambientais de cada leito de formação entre o ponto final atual do poço não revestido e o alvo de perfuração direcional. Tais incertezas ambientais incluem incerteza de posição dos limites, incerteza de posição da trajetória, incerteza de propriedades de formação precisas (por exemplo, resistência de rocha) e heterogeneidade, e incerteza de posição de quaisquer anomalias de formação detectadas. Tipicamente, as incertezas ambientais são incorporadas no processo de perfuração e não podem ser diretamente diminuída, embora possam ser esperadas variar com posição e diminuir em geral quando o ponto final se aproxima da região em questão.

[00031] No bloco 410, o sistema de processamento determina limitações e faixas de parâmetros de design e define distribuições de probabilidade para representar essas limitações. Por exemplo, os limites mecânicos para a carga de gancho e torque de topdrive são determinados e representados usando uma distribuição de probabilidade uniforme abaixo desses limites ou outra distribuição customizada que pode fornecer probabilidades reduzidas para valores de parâmetro que se aproximam dos limites. Outros limites de desempenho (como um limite de falha por fadiga) e limitações em parâmetros de design de percurso podem ser similarmente caracterizados como distribuições de probabilidade. Por exemplo, distribuições de probabilidade customizada podem ser usadas para manter o ajuste de face da ferramenta e severidade de pata de cão em certas faixas para atender a exigências de formato de percurso.

[00032] No bloco 412, o sistema de processamento determina as propriedades de interesse e, com base nas mesmas, define uma função de custo a ser otimizada. A função de custo é provável de ser ajustada à medida que o processo de perfuração avança. Pelo menos em algumas modalidades, a função de custo ° é uma soma ponderai de vários méritos de otimização. Por exemplo, pode incluir a razão de dissipação de energia, o desgaste de broca, o desgaste de motor de lama, a eficiência de corte, a taxa de penetração, o custo financeiro, uma métrica de excitação de vibração e a geometria de percurso quantificada. A função de custo é uma função do vetor θ, representando os valores de parâmetro operacional (como carga de gancho e torque acionamento superior), e os parâmetros de design de percurso (como face de ferramenta e severidade de pata de cão) que devem ser otimizados. A função de custo depende ainda do vetor ^, representando as incertezas operacional e ambiental atuando sobre o sistema. Os valores ótimos de parâmetros de design de percurso e operacional, θ*, são aqueles que, no sentido de expectativa, otimizam a função de custo sob as distribuições de probabilidade anteriormente identificadas p. Em forma de equação

onde

representa distribuições de probabilidade dada de valor esperado p.

[00033] No bloco 414, o sistema de processamento determinar um tamanho de amostra, isto é, número de amostras, a ser usado para estimar os valores ótimos θ*. Tamanhos de amostra estatisticamente suficientes N e M para amostragem independente dos vetores, ξ e θ, podem ser calculados com base no número de variáveis, as distribuições de probabilidade e a precisão desejada da estimativa para os valores ótimos. (A exigência de precisão pode necessitar ser relaxada se recursos computacionais insuficientes estiverem disponíveis.) A suficiência dos tamanhos de amostra pode ser confirmada através de comparação com experiências anteriores ou através do uso de amostragem adicional para verificar convergência das estimativas.

[00034] No bloco 416, o sistema de processamento usa as distribuições de probabilidade para gerar as N amostras aleatórias do vetor de incerteza ^ e as M amostras aleatórias do vetor de parâmetro θ, e calcula o valor de função de custo para cada das N*M combinações. No bloco 418, o sistema de processamento combina os valores de função de custo para determinar um valor de função de custo esperado para cada amostra do vetor de parâmetro θ, e posteriormente identifica a amostra de vetor de parâmetro que minimiza a função de custo esperado. Na forma de equação,

Métodos de otimização numérica adequados podem ser empregados para reduzir as exigências computacionais desse cálculo.

[00035] No bloco 420, o sistema de processamento armazena e exibe as estimativas de valores de parâmetro operacional ótimos. No bloco 422, perfuração prossegue usando ou pelo menos guiado pelas estimativas de valor de parâmetro ótimas. À medida que a perfuração prossegue, uma ou mais das incertezas de parâmetro podem ser reduzidas, incertezas adicionais podem ser descobertas ou outras informações adicionais podem se tornar disponíveis. O sistema de processamento monitora as medições e modelos para tais desenvolvimentos e, no bloco 426, determina se afetam a função de custo, por exemplo, por adicionar termos à soma ponderal, eliminar termos da soma ponderal, ou alterar uma magnitude de um dos termos por alguma fração predeterminada do valor minimizado da função de custo. Em caso positivo, os blocos 404-426 podem ser repetidos para otimizar novamente as estimativas de valor do parâmetro operacional com base nas informações mais recentes.

[00036] O método acima implementa um algoritmo randomizado (RA), o método Monte Carlo, para calcular os parâmetros de design de percurso e operacional ótimos na presença de ambas as incertezas operacional e ambiental. Resolve um problema de otimização estocástica, resultando no melhor percurso estatisticamente considerando as informações de incerteza disponíveis. Se novas informações se tornarem disponíveis, então o percurso é adaptavelmente otimizado novamente. O método numérico revelado aproxima a melhor solução analítica, que pode ser de outro modo inexequível para resolver os sistemas de perfuração considerados. Explora as possibilidades de design de percurso com base nas amostras de incertezas operacional e ambiental, e então emprega síntese de controle para selecionar um vetor de parâmetro de design de percurso ótimo que otimiza o percurso estatisticamente médio.

[00037] Por conseguinte, as modalidades reveladas aqui incluem:

[00038] Modalidade A: um método de perfuração que compreende: obter um modelo de formação representando propriedades de formação a serem encontradas por um conjunto de perfuração sendo dirigido para um alvo; identificar pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso para prever a resposta do conjunto de perfuração a um ou mais parâmetros operacionais; caracterizar incertezas associadas ao modelo de formação e pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração, a caracterização fornecendo uma função de densidade de probabilidade para cada incerteza, representar uma faixa aceitável para cada de um ou mais parâmetros operacionais como uma função de densidade de probabilidade; empregar as funções de densidade de probabilidade para determinar amostras aleatórias das incertezas e de um ou mais parâmetros operacionais; aplicar uma função de custo às amostras aleatórias para determinar um custo esperado como uma função de um ou mais parâmetros operacionais; e exibir os parâmetros operacionais aleatoriamente amostrados tendo um custo mínimo esperado como parâmetros de operação otimizados.

[00039] Modalidade B: um sistema de perfuração que compreende: um conjunto de perfuração e um sistema de processamento. O conjunto de perfuração inclui: uma composição de fundo com uma broca de perfuração e um conjunto de direção; e uma coluna de perfuração que conecta o conjunto de fundo de poço a uma rig de perfuração. O sistema de processamento fornece valores otimizados de parâmetros operacionais para orientar o conjunto de perfuração para um alvo, por: obter um modelo de formação que representa propriedades de formação a serem encontradas pelo conjunto de perfuração; identificar pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso para prever a resposta do conjunto de perfuração aos parâmetros operacionais; caracterizar incertezas associadas ao modelo de formação e pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração, a caracterização fornecendo uma função de densidade de probabilidade para cada incerteza; representar uma faixa aceitável para cada dos parâmetros operacionais como uma função de densidade de probabilidade; empregar as funções de densidade de probabilidade para determinar amostras aleatórias das incertezas e dos parâmetros operacionais; aplicar uma função de custo às amostras aleatórias para determinar um custo esperado como uma função dos parâmetros operacionais; e exibir os parâmetros operacionais aleatoriamente amostrados tendo um custo esperado mínimo como valores otimizados para os parâmetros operacionais.

[00040] Cada das modalidades acima pode incluir ainda qualquer um dos seguintes elementos adicionais sozinhos ou em qualquer combinação adequada:

[00041] Um sistema de perfilagem de curvatura de poço não revestido que inclui: uma coluna de perfuração tendo uma composição de fundo (BHA) com sensores fornecendo medições de momento de flexão e deformação efetivas como uma função de posição de BHA em intervalos separados na BHA; um sistema de processamento que recupera as medições efetivas e gera de modo responsivo um log de curvatura de poço não revestido; e uma interface de usuário que exibe o log de curvatura de poço não revestido. O sistema de processamento implementa um método que gera o log por: fornecer uma trajetória de poço não revestido estimada; derivar medições de momento de flexão e deformação previstas com base na trajetória de poço não revestido estimada; determinar um erro entre as medições previstas e as medições efetivas; atualizar a trajetória de poço não revestido estimada para reduzir o erro; repetir a derivação, determinação e atualização para refinar a trajetória de poço não revestido estimada; e converter a trajetória de poço não revestido estimada em um log de curvatura de poço não revestido.

[00042] Modalidade B: um método de perfilagem de curvatura de poço não revestido que compreende: recuperar medições de momento de flexão e deformação efetivas para intervalos separados em uma composição de fundo (BHA) como uma função de posição de BHA; obter uma trajetória de poço não revestido estimada; derivar medições de momento de flexão e deformação previstas com base na trajetória de poço não revestido estimada; determinar um erro entre as medições previstas e as medições efetivas; atualizar a trajetória de poço não revestido estimada para reduzir o erro; repetir a derivação, determinação e atualização para refinar a trajetória de poço não revestido estimada; converter a trajetória de poço não revestido estimada em um log de curvatura de poço não revestido para exibição ou armazenagem em uma mídia de armazenagem de informação não transiente.

[00043] Cada das modalidades acima pode incluir ainda qualquer dos seguintes elementos adicionais sozinhos ou em qualquer combinação adequada: 1. O método inclui usar os parâmetros operacionais otimizados para orientar o conjunto de perfuração em direção ao alvo. 2. os referidos um ou mais parâmetros operacionais incluem peso em broca e rotações por minuto. 3. os referidos um ou mais parâmetros operacionais incluem carga de gancho e torque de topdrive. 4. os referidos um ou mais parâmetros operacionais incluem ainda orientação de face de ferramenta e severidade de pata de cão. 5. pelo menos algumas das incertezas são associadas a: posição de pelo menos um limite de leito de formação; dureza de rocha de formação; e desgaste de broca. 6. pelo menos algumas das incertezas são associadas a: heterogeneidade de formação; e posição de uma ou mais anomalias de formação. 7. pelo menos algumas das incertezas são associadas a: medições de sensor de um ou mais parâmetros operacionais; taxa de oscilação de broca; e precisão de pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso. 8: a função de custo é uma soma ponderal de méritos de otimização incluindo um ou mais de: razão de dissipação de energia, desgaste de broca, desgaste de motor de lama, eficiência de corte, taxa de penetração, custo financeiro, excitação de vibração e geometria de percurso quantificada. 9. O método inclui ainda: monitorar dados de perfuração para refinar o modelo de formação e o modelo de dinâmica de perfuração; e repetir a identificação, caracterização, representação, emprego, aplicação e exibição.

[00044] Inúmeras outras modificações, equivalentes e alternativas tornar-se-ão evidentes para aqueles versados na técnica após a revelação acima ser totalmente apreciada. Pretende-se que as seguintes reivindicações sejam interpretadas como abrangendo todas essas modificações, equivalentes e alternativas onde aplicável.

Claims (13)

1. Método de perfuração, caracterizado pelo fato de compreender: - obter (402) um modelo de formação representando propriedades de formação a serem encontradas por um conjunto de perfuração sendo dirigido para um alvo; - identificar (404) pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso para prever a resposta do conjunto de perfuração a um ou mais parâmetros operacionais, sendo que cada um do pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso é baseado nas propriedades da formação de cada leito de formação identificado pelo modelo de formação; - caracterizar (408) incertezas associadas com o referido modelo de formação e o citado pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração, a citada caracterização fornecendo uma função de densidade de probabilidade para cada incerteza; e - representar uma faixa aceitável para cada um do citado um ou mais parâmetros operacionais como uma função de densidade de probabilidade.

2. Método de perfuração, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda: - empregar as funções de densidade de probabilidade para determinar amostras aleatórias das citadas incertezas e do citado um ou mais parâmetros operacionais; e - aplicar uma função de custo às amostras aleatórias para determinar um custo esperado como uma função do citado um ou mais parâmetros operacionais.

3. Método de perfuração, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de compreender ainda: - exibir os parâmetros operacionais aleatoriamente amostrados tendo um custo mínimo esperado como parâmetros de operação otimizados.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda usar os parâmetros operacionais otimizados para orientar o conjunto de perfuração em direção ao alvo.

5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de os referidos um ou mais parâmetros operacionais incluírem peso em broca e rotações por minuto.

6. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de os referidos um ou mais parâmetros operacionais incluírem carga de gancho e torque de topdrive.

7. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de os referidos um ou mais parâmetros operacionais incluírem ainda orientação de face de ferramenta e severidade de pata de cão.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de pelo menos algumas das referidas incertezas serem associadas com: - posição de pelo menos um limite de leito de formação; - dureza de rocha de formação; e - desgaste de broca.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de pelo menos algumas das referidas incertezas serem associadas a: - heterogeneidade de formação; e - posição de uma ou mais anomalias de formação.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de pelo menos algumas das referidas incertezas serem associadas a: - medições de sensor do citado um ou mais parâmetros operacionais; - taxa de oscilação de broca; e - precisão de pelo menos um modelo de dinâmica de perfuração dependente de percurso.

11. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de a função de custo ser uma soma ponderal de méritos de otimização incluindo um ou mais de: razão de dissipação de energia, desgaste de broca, desgaste de motor de lama, eficiência de corte, taxa de penetração, custo financeiro, excitação de vibração e geometria de percurso quantificada.

12. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda: - monitorar dados de perfuração para refinar o modelo de formação e o modelo de perfuração; e - repetir a citada identificação, caracterização, representação, emprego, aplicação e exibição.

13. Sistema de perfuração, caracterizado pelo fato de compreender: - um conjunto de perfuração incluindo: - um conjunto de fundo de poço (116) com uma broca de perfuração (114) e um conjunto de direção (118, 120); e - uma coluna de perfuração (108) que conecta o conjunto de fundo de poço (116) a uma rig de perfuração; e - um sistema de processamento (210) que fornece valores otimizados de parâmetros operacionais para orientar o conjunto de perfuração para um alvo de acordo com o método de perfuração conforme definido em qualquer uma das reivindicações de 1 a 12.

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