BR112019012923B1 - Sistema de perfuração de poço - Google Patents

Abstract

Trata-se de um aparelho que inclui um conduto que faz parte de um caminho de retorno de fluido de perfuração de um furo de poço. O conduto tem pelo menos um controle de efluxo de poço no conduto. O pelo menos um controle de efluxo de fluido de poço tem pelo menos dois limitadores de fluxo anulares, cada um operável separadamente para fechar num respectivo diâmetro interno.

Description

FUNDAMENTOS

[001] Este pedido reivindica o benefício e a prioridade do Pedido Provisório U.S. que tem o número de série 62/437850, depositado em 22 de dezembro de 2016, o qual é incorporado ao presente documento a título de referência.

[002] A divulgação refere-se geralmente ao campo de perfuração de furo de poço de “pressão controlada”. Mais especificamente, a divulgação se refere a aparelho de controle de pressão controlada e métodos que não necessitam do uso de um dispositivo de controle giratório (“RCD”), impedidor de estouro giratório ou similar aparelho para limitar ou fechar uma região anular de furo de poço.

[003] A perfuração de pressão controla usa sistemas de controle de pressão de poço que controlam o fluxo de retorno de fluido de perfuração numa região anular de furo de poço para manter uma pressão selecionada ou perfil de pressão num furo de poço. A Patente n° U.S. 6,904,981 emitido para van Riet descreve um tal sistema para controlar a pressão de furo de poço durante a perfuração de um furo de poço através de formações subterrâneas. O sistema descrito na patente ‘981 inclui uma linha de perfuração que se estende no furo de poço. A linha de perfuração pode incluir um conjunto de fundo de poço (“BHA”) incluindo uma broca, tubos-mestres, sensores (os quais podem ser dispostos em um ou mais dos tubos-mestres), e um sistema de telemetria com capacidade para receber e transmitir dados de sensor entre o BHA e um sistema de controle disposto na superfície. Os sensores dispostos no conjunto de fundo de poço podem incluir sensores de pressão e temperatura. O sistema de controle pode compreender um sistema de telemetria para receber sinais de telemetria a partir dos sensores e para transmitir comandos e dados para certos componentes no BHA.

[004] Uma bomba ou bombas de fluido de perfuração (“lama”) podem bombear seletivamente o fluido de perfuração a partir de um fluido de perfuração reservatório, através da linha de perfuração, fora da broca na extremidade da linha de perfuração e num espaço anular criado visto que a linha de perfuração penetra as formações de subsuperfície. Um conduto de descarga de fluido está em comunicação de fluido com o espaço anular para descarregar o fluido de perfuração para o reservatório para limpar o fluido de perfuração para reuso. Um sistema de contrapressão de fluido é conectado ao conduto de descarga de fluido. O sistema de contrapressão de fluido pode incluir um medidor de fluxo, um estrangulador de fluido de orifício controlável, uma bomba de contrapressão e uma fonte de fluido acoplada ao sistema de admissão de bomba. A bomba de contrapressão pode ser seletivamente ativada para aumentar a pressão de fluido de perfuração de espaço anular. Outros exemplos podem excluir a bomba de contrapressão.

[005] Os sistemas, como aqueles descritos na patente ‘981 de van Riet, compreendem um RCD ou elemento de vedação giratório similar numa posição selecionada, em algumas implantações em ou próximas da extremidade superior do furo de poço. A extremidade superior do furo de poço pode ser um invólucro de superfície que se estende para a subsuperfície e cimentado no local, ou no caso de perfuração de furo de poço marinho, pode compreender um conduto chamado de um “riser” que se estende de uma cabeça de poço disposta na água de fundo de poço e se estende para uma plataforma de perfuração próxima à superfície de água. Adicionalmente, em tais sistemas, conforme descrito na patente ‘981 de van Riet, uma linha de descarga de fluido da extremidade superior do furo de poço, mas abaixo do RCD pode compreender dispositivos, como um estrangulador de orifício controlável, de modo que o fluido de perfuração que retorna do furo de poço pode ter seu fluxo controlavelmente limitado para fornecer uma pressão de fluido selecionada no furo de poço ou um perfil de pressão de fluido selecionado (isto é, pressão de fluido em relação à profundidade no furo de poço).

[006] A Figura 1 mostra um exemplo de um sistema de perfuração de poço 100 que usa um dispositivo de controle giratório (RCD) para fechar a descarga de fluido de uma subsuperfície furo de poço para que seja constrito para fluir através de um estrangulador de orifício controlável. Com o uso do estrangulador de orifício controlável e medições de certos sensores, explicados abaixo, uma pressão de fluido selecionada ou perfil de pressão de fluido pode ser mantida no furo de poço. Embora a presente modalidade exemplificativa e uma modalidade de acordo com a divulgação descrita com referência à Figura 2 sejam descritas com referência a perfurar um poço abaixo do fundo da superfície terrestre, os métodos e o aparelho de acordo com a presente divulgação também podem ser usados com o aparelho e métodos para perfuração em formações abaixo do fundo de um corpo de água.

[007] O sistema de perfuração de poço pode fazer uso de um sistema de perfuração de pressão controlada (MPD) durante a perfuração de um furo de poço para ajustar a pressão de fluido numa região anular de furo de poço para valores selecionados durante a perfuração. A operação e os detalhes do sistema de MPD podem ser substancialmente conforme descrito na Patente n° U.S. 7,395,878 emitida por Reitsma et al. e na Patente n° U.S. 6,904,981 emitida por van Riet.

[008] O sistema de perfuração de poço 100 inclui um dispositivo de elevação conhecido como uma plataforma de perfuração 102 que é usada para sustentar a perfuração de um furo de poço através das formações de rochas de subsuperfície, conforme mostrado em 104. Muitos dos componentes usados na plataforma de perfuração 102, como uma haste de perfuração (ou top drive), tenazes, cunhas, guincho de perfuração e outros equipamentos não são mostrados para clareza da ilustração. Um furo de poço 106 é mostrado como perfurado através das formações de rocha 104. Uma linha de perfuração 112 é suspensa da plataforma de perfuração 102 e se estende para o furo de poço 106, assim formando um espaço anular (região anular) 115 entre a parede de furo de poço 106 e a linha de perfuração 112, e/ou entre um invólucro 101 e a linha de perfuração 112. A linha de perfuração 112 é usada para transportar um fluido de perfuração 150 (mostrado num tanque de armazenamento ou vala 136 ao fundo do furo de poço 106 e na região anular de furo de poço 115.

[009] A linha de perfuração 112 pode sustentar um conjunto de fundo de poço (BHA) 113 próximo à extremidade inferior do mesmo que inclui uma broca 120, e pode incluir um motor de lama 118, um pacote de sensor 119, uma válvula de retenção (não mostrada) para impedir o refluxo de fluido de perfuração da região anular 115 para a linha de perfuração 112. O pacote de sensor 119 pode ser, por exemplo, uma medição enquanto perfuração e registro enquanto sistema de sensor de perfuração (MWD/LWD). Em particular, o BHA 113 pode incluir um transdutor de pressão 116 para medir a pressão do fluido de perfuração na região anular na profundidade do transdutor de pressão 116. O BHA 113 mostrado na Figura 1 também pode incluir um transmissor de telemetria 122 que pode ser usado para transmitir medições de pressão feitas pelo transdutor 116, medições de MWD/LWD assim como informações de perfuração a serem recebidas na superfície. Uma memória de dados incluindo uma memória de dados de pressão pode ser fornecida num local conveniente no BHA 113 para armazenamento temporário de pressão medida e outros dados (por exemplo, dados de MWD/LWD) antes da transmissão dos dados com o uso do transmissor de telemetria 122. O transmissor de telemetria 122 pode ser, por exemplo, uma válvula controlável que modula o fluxo do fluido de perfuração através da linha de perfuração 112 para criar mudanças de pressão no fluido de perfuração 150 que são detectáveis na superfície. As mudanças de pressão podem ser codificadas para representar sinais do sistema de MWD/LWD (pacote de sensor 119) e do transdutor de pressão 116.

[010] O fluido de perfuração 150 pode ser armazenado num reservatório 136, o qual é mostrado na forma de um tanque ou vala de lama. O reservatório 136 está em comunicações de fluido com o sistema de admissão de uma ou mais bombas de lama 138 que, em operação, bombeiam o fluido de perfuração 150 através de um conduto 140. Um medidor de fluxo 152 pode ser fornecido em série com uma ou mais bombas de lama 138. O conduto 140 é conectado a articulações vedadas de pressão adequada (não mostrado) acopladas ao segmento mais superior (“junta”) da linha de perfuração 112. Durante a operação, o fluido de perfuração 150 é elevado do reservatório 136 pelas bombas 138, é bombeado através da linha de perfuração 112 e do BHA 113 e sai dos bocais ou cursos atravessantes (não mostrado) na broca 120, em que circula os cortes distantes da broca 120 e retorna os mesmos para a superfície através da região anular 115. O fluido de perfuração 150 retorna para a superfície e passa através de um conduto de descarga de fluido de perfuração 124 e, em algumas modalidades, através de vários tanques de compensação e receptor de telemetria (por exemplo, um sensor de pressão - não mostrado) para ser retornado, finalmente, ao reservatório 136.

[011] Uma vedação de isolamento de pressão para a região anular 115 é fornecida na forma de um dispositivo de controle giratório (RCD) montado acima de um impedidor de estouro (“BOP”) 142. A linha de perfuração 112 passa através do BOP 142 e seu RCD associado. Quando atuado, o RCD veda em torno da linha de perfuração 112, o que isola a pressão de fluido abaixo do mesmo, mas ainda possibilita a rotação de linha de perfuração e movimento longitudinal. Alternativamente, um BOP giratório (não mostrado) pode ser usado para essencialmente o mesmo propósito. A vedação de isolamento de pressão forma uma parte de um sistema de contrapressão usado para manter uma pressão de fluido selecionada na região anular 115.

[012] À medida que o fluido de perfuração retorna para a superfície, o mesmo passa através de uma saída lateral abaixo do RCD para um sistema de contrapressão 131 configurado para fornecer uma contrapressão ajustável no fluido de perfuração na região anular 115. O sistema de contrapressão 131 compreende um dispositivo de limitação de fluxo variável, em algumas modalidades na forma de um estrangulador de orifício controlável 130. Será observado que existe estranguladores projetados para operar num ambiente em que o fluido de perfuração 150 contém cortes de perfuração substancial e outros sólidos. O estrangulador de orifício controlável 130 pode ser um tipo de um dispositivo de limitação de fluxo variável e é adicionalmente com capacidade para operar em pressões variáveis, taxas de fluxo e através múltiplos ciclos de tarefa.

[013] O fluido de perfuração 150 sai do estrangulador de orifício controlável 130 e flui através de um medidor de fluxo 126, o qual pode ser, então, direcionado através de um desgaseificador opcional 1 e equipamento de separação de sólidos 129. O desgaseificador 1 e o equipamento de separação de sólidos 129 são projetados para remover o gás em excesso e outros contaminantes, incluindo cortes de perfuração, do fluido de perfuração de retorno 150. Após passar através do desgaseificador 1 e equipamento de separação de sólidos 129, o fluido de perfuração 150 é retornado ao reservatório 136. No presente exemplo, o fluido de perfuração reservatório 136 compreende um tanque de manobra 2 além do tanque de lama ou vala 136. Um tanque de manobra pode ser usado numa plataforma de perfuração para monitorar ganhos de fluido de perfuração e perdas durante o movimento da linha de perfuração para dentro e para fora do furo de poço 106 (conhecido como “operações de manobra”).

[014] Várias válvulas 5, 125 e linhas 4, 119, 119A, 119B podem ser fornecidos para operar o sistema de contrapressão 131 se e conforme necessário.

[015] O medidor de fluxo 126 pode ser um tipo de equilíbrio de massa, do tipo Coriolis ou outro medidor de fluxo de alta resolução. Um sensor de pressão 147 pode ser fornecido no conduto de descarga de fluido de perfuração 124 a montante do limitador de fluxo variável (por exemplo, o estrangulador de orifício controlável 130). Um segundo medidor de fluxo, similar ao medidor de fluxo 126, pode ser colocado a montante do RCD além do sensor de pressão 147. O sistema de contrapressão 131 pode compreender um sistema de controle 146 para monitorar as medições dos sensores supracitados (por exemplo, medidores de fluxo 126 e 152 e transdutor de pressão 147). O sistema de controle 146 pode fornecer sinais de operação para controle seletivamente para habilitar dados relevantes para a pressão de região anular, e fornecer sinais de controle para pelo menos um sistema de contrapressão 131 e em algumas modalidades para as bombas de lama 138.

[016] O sistema de contrapressão 131 pode compreender o estrangulador de orifício controlável 130, medidor de fluxo 126 e uma bomba secundária 128. Os sinais dos sensores descritos acima podem ser conduzidos a uma unidade de controle 146. Os sinais de controle da unidade de controle 146 podem ser conduzidos para a bomba de lama (ou bombas de lama) 138, a bomba secundária 128 e o estrangulador de orifício controlável 130. Durante a operação do sistema de perfuração, se a bomba de fluido de perfuração 138 estiver em operação, o sistema de contrapressão 131 pode fornecer uma pressão selecionada na região anular 115 operando-se o estrangulador de orifício controlável 130 para limitar o fluxo de fluido de perfuração 150 que deixa a região anular 115. Durante tempos enquanto a bomba de fluido de perfuração 138 não está em operação, a bomba secundária 128 pode fornecer fluido de perfuração sob pressão para a região anular 115 para manter a pressão de fluido selecionada.

[017] Em algumas modalidades, uma pressão de fluido selecionada pode ser aplicada à região anular 115 para manter a região anular desejável no furo de poço 106 obtendo-se, em tempos selecionados, medições relacionadas à pressão existente do fluido de perfuração na região anular 115 na adjacência do BHA 113 com o uso do transdutor de pressão 116 ou sensor de pressão similar. Tal medição de pressão pode ser denominada como a pressão de fundo de poço (BHP). As diferenças entre o BHP determinado e o BHP desejado podem ser usadas para determinar uma contrapressão de ponto definido. A contrapressão de ponto definido é usada para controlar o sistema de contrapressão 131 a fim de estabelecer uma contrapressão próxima à contrapressão de ponto definido. As informações em relação à pressão de fluido na região anular 115 próximas ao BHA 113 podem ser determinadas com o uso de um modelo hidráulico e medições de pressão de fluido de perfuração à medida que são bombeadas na linha de perfuração e a taxa na qual o fluido de perfuração é bombeado para a linha de perfuração (por exemplo, com o uso de um medidor de fluxo ou um “contador de curso” tipicamente dotado de bombas de lama do tipo pistão). As informações de BHP obtidas, deste modo, podem ser periodicamente verificadas e/ou calibradas com o uso de medições feitas pelo transdutor de pressão 116.

[018] Em outras modalidades, um fornecimento de fluido de injeção 143 que pode compreender um tanque de armazenamento e uma ou mais bombas de injeção (não mostrado separadamente) pode usar uma medição de pressão gerada por um sensor de pressão de fluido de injeção em qualquer parte na passagem de fornecimento de fluido de injeção, por exemplo, em 156, pode ser usado para fornecer um sinal de entrada para controlar o sistema de contrapressão 131, e assim para monitorar a pressão de fluido de perfuração na região anular de furo de poço 115.

[019] O sinal de pressão pode ser, se desejável, compensado pela densidade da coluna de fluido de injeção e/ou para a perda de pressão dinâmica que pode ser gerada no fluido de injeção entre o sensor de pressão de fluido de injeção na passagem de fornecimento de fluido de injeção e em que a injeção na passagem de retorno de fluido de perfuração ocorre, por exemplo, a fim de obter um valor exato da pressão de injeção na passagem de retorno de fluido de perfuração na profundidade, em que o fluido de injeção é injetado no vão de fluido de perfuração.

[020] O sistema de MPD existente descrito é eficaz, entretanto, há limitações ao uso de RCDs em controlar o fluido que deixa um furo de poço. É desejável fornecer o controle de pressão de fluido num furo de poço (isto é, região anular) sem a necessidade de usar RCDs ou dispositivos de controle de pressão giratórios similares na extremidade superior do poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[021] A Figura 1 mostra uma modalidade exemplificativa de um sistema de perfuração incluindo um aparelho de controle de pressão de poço.

[022] A Figura 2 mostra uma modalidade exemplificativa de um sistema de perfuração incluindo um controle de efluxo de poço de acordo com a presente divulgação usada em conexão com um aparelho de controle de pressão de poço.

[023] A Figura 3 mostra uma vista detalhada de uma modalidade exemplificativa de um controle de efluxo de poço.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[024] Uma modalidade exemplificativa de um sistema de perfuração de poço 100 que pode ser usada com um controle de descarga de fluido de poço pode ser mais bem entendida com referência à Figura 2. O sistema de perfuração de poço 100 pode compreender muitos dos mesmos componentes descritos com referência ao sistema de perfuração de poço mostrado na Figura 1 e descrito acima.

[025] Os componentes da modalidade exemplificativa do sistema de perfuração de poço na Figura 2 podem omitir o sistema de contrapressão 131 e os componentes no mesmo, incluindo, por exemplo o estrangulador de orifício variável (130 na Figura 1), a bomba secundária 128, e externas ao sistema de contrapressão 131, válvulas 5, 125 linhas 4, 119A e 119B. O RCD na extremidade superior do BOP 142 também pode ser omitido. O efluxo da região anular 115 pode ser controlado por um controle de efluxo de poço 135 disposto no invólucro de poço 101, acima de um apilha de BOP (não mostrado na Figura 2). O invólucro de poço 101 pode compreender uma linha de descarga de fluido 124 conectada ao furo de poço 106 acima do controle de efluxo de poço 135, de modo que o fluido realmente descarregado do furo de poço 106 pode ser em pressão atmosférica, e o furo de poço 106 pode não precisar de um elemento de vedação giratório, como um RCD (conforme mostrado na Figura 1).

[026] O controle de efluxo de poço 135 será adicionalmente explicado abaixo com referência à Figura 3. Na presente modalidade exemplificativa de um sistema de perfuração de poço, a pressão na região anular 115 pode ser mantida comunicando-se ao sistema de controle 146 os sinais do medidor de fluxo 152, transdutor de pressão 116, sensor de pressão 147 e em algumas modalidades um segundo medidor de fluxo 126 disposto na linha de descarga de fluido 124. Os sinais de controle do sistema de controle 146 podem operar o controle de efluxo de poço 135 e a bomba de lama (e bombas de lama) 138 para manter uma pressão de fluido selecionada na região anular 115. A pressão de fluido selecionada pode ser calculada substancialmente conforme explicado acima com referência à Figura 1 e de maneira similar à operação de um estrangulador controlável, conforme divulgado na Patente n° U.S. 6.904.891 emitida por van Riet, incorporada ao presente documento a título de referência, em sua totalidade. Quando a bomba de lama (ou bombas de lama) é desligada, como durante a adição de um segmento de tubo de perfuração à linha de perfuração 112 ou remoção de um segmento da mesma, a pressão na região anular 115 pode ser mantida com o uso do sistema de injeção de fluido que compreende o fornecimento de fluido de injeção 143 que pode compreender um tanque de armazenamento e uma ou mais bombas de injeção (não mostrado separadamente) e a medição de pressão gerada pelo sensor de pressão de fluido de injeção disposto em qualquer parte na passagem de fornecimento de fluido de injeção, por exemplo, em 156.

[027] Uma modalidade exemplificativa de um controle de efluxo de poço é mostrada esquematicamente na Figura 3. O controle de efluxo de poço 135 pode compreender um alojamento 101A, o qual pode ser um segmento de invólucro de poço, por exemplo, mostrado em 101 na Figura 2 ou um segmento de riser de perfuração (não mostrado) para aplicações de perfuração marinha. A presente modalidade exemplificativa do controle de efluxo de poço 135 pode incluir uma pluralidade de, na presente modalidade exemplificativa, três limitadores de fluxo anular expansíveis para dentro 11A, 11B, 11C. Os limitadores de fluxo anular 11A, 11B, 11C pode ser acoplado a ou afixado a um interior do alojamento 101A em posições longitudinais selecionadas ao longo do interior do alojamento 101A. Em algumas modalidades, mais ou menos limitadores de fluxo anular podem ser usados. Um número mínimo dos limitadores de fluxo anular 11A, 11B 11C pode ser dois. Na presente modalidade exemplificativa, os limitadores de fluxo anular 11A, 11B, 11C podem compreender, cada um, um elemento limitador de diâmetro interno controlável, mostrado em 10, 12 e 14, respectivamente. Em algumas modalidades, os elementos limitadores 10, 12, 14 podem compreender, cada um, uma bexiga de elastômero inflável.

[028] Cada limitador de fluxo anular 11A, 11B, 11C pode compreender um respectivo atuador e sensor, mostrado em 10A/10B, 12A/12B e 14A/14B, como um elemento único na Figura 3 para clareza do desenho. Em uma modalidade, o atuador 10A, 12A, pode compreender uma linha (não mostrado) acoplada à saída de uma bomba (por exemplo, parte de 143 na Figura 2)), pela qual o fluido bombeado para um espaço dentro do elemento limitador 10, 12, 14 faz com que o elemento limitador 10, 12, 14 infle e reduza de modo correspondente a área de corte transversal de um espaço entre o exterior da linha de perfuração 112 e o diâmetro interno de cada elemento limitador inflado 10, 12, 14. Na presente modalidade exemplificativa, uma quantidade de inflação pode ser determinada a partir de medições feitas pelos respectivos sensores 10B, 12B, 14B. Em algumas modalidades, o sensores 10B, 12B, 14B podem compreender sensores de pressão, pelos quais uma quantidade de fechamento de cada elemento limitador pode ser inferida da pressão medida por cada sensor 10B, 12B, 14B. Em algumas modalidades, os sensores 10B, 12B, 14B podem compreender sensores de posição linear, por exemplo, transformadores diferenciais variáveis lineares (LVDTs). Em algumas modalidades, os atuadores 10A, 12A, 14A podem compreender atuadores lineares. Consultar, por exemplo, o documento n° 7.675.253 emitido por Dorel. Em algumas modalidades, um ou mais dos elementos limitadores 10, 12, 14 podem compreender uma válvula do tipo “íris”. Consultar, por exemplo, a Patente n° U.S. 7.021.604 emitida por Werner et al.

[029] Independentemente do tipo de atuador usado, funcionalmente, cada atuador 10A, 12A, 14A, quando operado, faz com que o respectivo elemento limitador 10, 12, 14 feche até um diâmetro interno selecionado. Na presente modalidade, o elemento limitador mais inferior 14 é fechado até o maior diâmetro interno. O elemento limitador intermediário 12 pode ser fechado até um diâmetro interno intermediário ao diâmetro interno fechado do elemento limitador mais inferior 14 e o elemento limitador mais superior 10. O elemento limitador mais superior 10 pode ser, deste modo, fechado até o menor diâmetro interno. Cada sensor 10B, 12B, 14C está em comunicação de sinal com a unidade de controle (146 na Figura 2) de modo que o quanto de cada limitador de fluxo anular 11A, 11B, 11C é fechado possa ser determinado e usado pela unidade de controle (146 na Figura 2) para fazer com que a operação de cada atuador 10A, 12A, 14A feche o respectivo limitador de fluxo anular 11A, 11B, 11C a uma quantidade de modo que o fluido no furo de poço (112 na Figura 2) seja mantido a uma pressão selecionada, ou forneça um perfil de pressão selecionado ao longo do furo de poço (112 na Figura 2).

[030] Abrir e fechar os limitadores de fluxo anular 11A, 11B, 11C pode ser controlado de maneira similar à operação de um estrangulador de orifício variável, conforme explicado na seção de Antecedentes no presente documento. Em algumas modalidades, a quantidade de fechamento de cada um dos limitadores de fluxo anular 11A, 11B, 11C no agregado pode possibilitar manter a pressão de furo de poço numa pressão de ponto definido selecionada, por exemplo, conforme descrito na patente ‘891 de van Riet referida acima. Usar múltiplos limitadores de fluxo anular 11A, 11B, 11C fechados a diâmetros internos sucessivamente menores ao longo da direção de fluido de perfuração de retorno 138 que se move para cima através do alojamento 101A reduz a pressão do fluido de perfuração de retorno 138 em estágios a fim de reduzir o desgaste de linha de perfuração resultante da velocidade aumentada do fluido de perfuração 138. O aumento em velocidade é relacionado à redução em diâmetro do espaço anular entre o lado de fora da linha de perfuração 112 e a superfície interna de cada limitador de fluxo anular 11A, 11B, 11C.

[031] A presente modalidade exemplificativa define que os elementos limitadores 10, 12, 14 quando completamente inflados (ou fechados a um menor diâmetro interno) não fazem contato com a linha de perfuração 112. Há, portanto, a possibilidade de desgaste incidental se a linha de perfuração 112 for descentralizada. Os elementos limitadores 10, 12, 14, em algumas modalidades, podem compreender placas de desgaste 10C, 12C, 14C formadas em ou afixadas à superfície interior de cada elemento limitador 10, 12, 14, respectivamente para reduzir o desgaste por contato incidental com a linha de perfuração 112. Tais placas de desgaste 10C, 12C, 14C podem ser feitas de aço ou outro material resistente ao desgaste.

[032] Um controle de efluxo de fluido de poço de acordo com os vários aspectos da presente divulgação pode possibilitar a realização da perfuração de pressão controlada (MPD) sem a necessidade de usar um dispositivo de controle giratório ou elemento de vedação giratório similar. Tal capacidade pode reduzir o tempo e o dispêndio de reparo e manutenção de dispositivos de controle giratório.

[033] Embora a presente divulgação descreva um número limitado de modalidades, aqueles versados na técnica, que têm o benefício desta divulgação, observarão que outras modalidades podem ser projetadas de modo que não se afastem do escopo do que foi divulgado no presente documento. Consequentemente, o escopo da divulgação deve ser limitado apenas às reivindicações anexas.

Claims (9)

1. Sistema (100) caracterizado por compreender: uma linha de perfuração (112) que se estende para dentro de um furo de poço (106) perfurado através de formações de subsuperfície (104); uma bomba (138) que tem uma entrada em comunicação de fluido com um fornecimento de fluido de perfuração, sendo que a bomba tem uma saída em comunicação de fluido com um interior da linha de perfuração (112); um conduto (101) que se estende de uma primeira posição no furo de poço (106) até uma segunda posição próxima a uma extremidade de superfície do furo de poço (106), em que o fluido de perfuração bombeado (138) é configurado para ser retornado para cima através de um espaço anular (115) entre um exterior da linha de perfuração (112) e um interior do conduto (101); pelo menos um controle de efluxo de fluido de poço (135) compreendendo um alojamento (101A) disposto ao longo do conduto (101) e pelo menos dois limitadores de fluxo anulares (11A- C) dispostos em posições axiais distintas dentro do alojamento (101A); e um sistema de controle configurado para gerar sinais de controle para fazer com que os pelo menos dois restritores de fluxo anular (11A-C) se fechem para fornecer diâmetros internos sucessivamente menores em uma direção do fluido de perfuração (138) movendo-se para cima através do espaço anular.

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que cada um dos pelo menos dois limitadores de fluxo anulares (11A-C) compreendem um elemento limitador inflável (10, 12, 14).

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que cada elemento limitador inflável (10, 12, 14) compreende um sensor de posição linear (10B, 12B, 14B) disposto para medir uma quantidade de fechamento do respectivo elemento limitador inflável (10, 12, 14).

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que cada elemento limitador inflável (10, 12, 14) compreende um sensor de pressão (10B, 12B, 14B) operável para medir uma pressão de fluido dentro do respectivo elemento limitador inflável (10, 12, 14).

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que cada elemento limitador inflável (10, 12, 14) compreende uma placa de desgaste (10C, 12C, 14C) numa superfície interior do mesmo.

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que cada um dos pelo menos dois limitadores de fluxo anulares (11A-C), compreendem uma válvula de íris.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que cada um dos pelo menos dois restritores de fluxo anular (11A-C) compreendem um atuador linear (10A, 12A, 14A) operável para fechar um elemento limitador (10, 12, 14) no respectivo limitador de fluxo anular (11A-C).

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente um sensor de pressão (147) disposto para medir a pressão do fluido de perfuração (150) no espaço anular entre a linha de perfuração (112) e o conduto (101) numa posição abaixo do pelo menos um controle de efluxo de fluido de poço (135).

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente pelo menos um medidor de fluxo (152, 126) disposto para medir uma primeira taxa de fluxo do fluido de perfuração (150) na linha de perfuração (112) da bomba, e pelo menos um medidor de fluxo disposto para medir uma segunda taxa de fluxo do fluido de perfuração (150) para fora do conduto.

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