BR112019027592B1 - Método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço, e, sistema para executar um método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço. - Google Patents

Abstract

São fornecidos métodos e sistemas para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço. O método inclui medir um parâmetro de operação do furo de poço, medir uma característica do tubular duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica for medida e determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular usando os perfis de integridade e a operação parâmetro. A análise de integridade do tubular contém limitações de parâmetros para o tubular. O método também inclui determinar se a integridade do tubular está dentro ou fora das limitações do parâmetro. Se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro, então determinar uma duração de integridade para o tubular. Se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro, então determinar um local no tubular para a perda de integridade do tubular.

Description

FUNDAMENTOS

[001] Esta seção se destina a fornecer informação de base relevante para facilitar uma melhor compreensão dos vários aspectos das modalidades descritas. Desta forma, deve-se entender que estas declarações serão lidas sob esta luz e não como admissões de estado da técnica.

[002] Os tubulares no furo de poço são suscetíveis à perda de integridade devido à corrosão, erosão, descamação, exposição à fadiga cíclica através de mudanças de temperatura e pressão, além de outros fatores. Um caminho de vazamento geralmente resulta em perda de gerenciamento de poço, riscos ambientais, perda de ativos ou um incidente de controle de poço. Nos últimos anos, o setor começou a se concentrar na integridade de poços subterrâneos de armazenamento e em novos padrões e práticas recomendadas para instalações de armazenamento de gás e poços de injeção. Geralmente, os operadores apenas examinam a integridade do poço após um problema para determinar a causa e planejar operações corretivas. Esse diagnóstico tardio de um problema pode resultar em desastre, que pode ter graves danos ambientais, econômicos e humanos ou consequências de morte. A perda da integridade do poço e o desenvolvimento do caminho do vazamento resultam em fuga descontrolada de hidrocarbonetos ou água para o ambiente circundante. Os fluidos e os gases saem do poço permeando ou canalizando para a superfície, escapando para a formação circundante ou uma combinação de uma variedade de cenários. O fluxo de hidrocarbonetos ou água para a superfície ou para um aquífero próximo cria riscos à saúde e ao meio ambiente.

[003] Portanto, há uma necessidade de métodos e sistemas para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[004] As modalidades da invenção são descritas com referência às seguintes figuras. Os mesmos números são usados em todas as figuras para referenciar características e componentes parecidos. Os recursos descritos nas figuras não são necessariamente mostradas em escala. Certas características das modalidades podem ser mostradas exageradamente em termos de escala ou de forma um tanto esquemática e alguns detalhes de elementos podem não ser mostrados por questão de clareza e concisão. FIG. 1 é uma vista esquemática de um sistema de perfuração de furo de poço para monitorar a integridade do furo de poço em uma formação subterrânea, de acordo com uma ou mais modalidades; e FIG. 2 representa um fluxograma de um processo exemplar para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço, de acordo com uma ou mais modalidades.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[005] As modalidades descritas e discutidas neste documento incluem métodos e sistemas para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço. Um parâmetro de operação do furo de poço é medido e uma característica do tubular é medida várias vezes. Um perfil de integridade é produzido toda vez que a característica é medida. Os vários perfis de integridade são usados para determinar uma taxa de alteração para a característica do furo de poço. Uma análise de integridade do tubular para o tubular é realizada usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, conforme discutido a seguir. A análise de integridade do tubular contém limitações de parâmetros para o tubular. Quando a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro, é determinada uma duração de integridade para o tubular. Quando a integridade do tubular está fora das limitações do parâmetro, um local para perda de integridade do tubular é determinado no tubular.

[006] Nos vários campos dos furos de poço, a perda de integridade do furo de poço, devido à deterioração dos tubulares, ocorre por deformação, desgaste, corrosão, erosão ou corrosão, aumento de escala e/ou outros fatores. A determinação da integridade de qualquer poço durante sua vida útil é essencial para monitorar ou prever e mitigar possíveis falhas. A modelagem proativa e preditiva de falha tubular é uma ferramenta valiosa para análise de riscos e estabelecimento de limites operacionais. Além disso, as operações corretivas de manutenção de poço ou tampão e abandono (P&A) podem ser agendadas com antecedência para mitigar problemas e maximizar as capacidades operacionais. A prevenção da integridade do tubular é particularmente valiosa para poços que experimentam mudanças cíclicas de pressão e temperatura, por exemplo, poços de armazenamento e descarte.

[007] FIG. 1 é uma vista esquemática de um sistema de furo de poço 100, tal como um sistema de perfuração de furo de poço, que pode utilizar os métodos descritos e discutidos aqui para avaliar a integridade de um tubular 111 localizado dentro de um furo de poço 112. Embora o sistema de furo de poço 100 seja ilustrado como um sistema de perfuração de furo de poço, os aspectos dos métodos descritos e discutidos neste documento podem ser praticados em outros ambientes de fundo de poço, como, entre outros, um ou mais poços de produção (por exemplo, poços de produção de hidrocarboneto, óleo e/ou gás natural), poços de armazenamento (por exemplo, hidrocarboneto, óleo, gás natural ou dióxido de carbono), poços de injeção, poços de disposição ou armazenamento de resíduos, cúpulas de sal ou qualquer combinação dos mesmos. Em um ou mais exemplos, o sistema de furo de poço 100 pode ser ou incluir um ou mais poços em um campo de armazenamento de gás.

[008] O sistema de furo de poço 100 produz hidrocarbonetos a partir do furo de poço 112 que se estende através de vários estratos terrestres 115 em uma formação subterrânea de petróleo e gás 114 localizada abaixo da superfície do solo 116. O furo de poço 112 pode ser formado de um único furo ou de múltiplos furos (não mostrado), estendendo-se para a formação subterrânea 114 e pode ser disposto em qualquer orientação, como as posições horizontal, vertical, inclinada ou multilateral desviadas e pode incluir porções daí qualquer combinação de orientações diferentes. Deve-se notar que, embora a FIG. 1 geralmente descreva um sistema terrestre, deve-se reconhecer que o sistema também pode ser operado em locais submarinos.

[009] O sistema de furo de poço 100 inclui um dispositivo de teste 190 disposto na extremidade inferior de um transporte 118. O transporte 118 contém uma coluna de perfuração operável a partir da superfície do solo 116 para posicionar o dispositivo de teste 190 dentro do furo de poço 112. Alternativamente, outros tipos de transporte são contemplados, incluindo tubos em espiral, tubos de produção, outros tipos de colunas de tubos ou tubulação, cabos de aço ou cabos lisos. O dispositivo de teste 190 detecta, monitora ou mede uma ou mais características do tubular 111 várias vezes, como duas, três ou mais vezes. Um perfil de integridade é produzido toda vez que o dispositivo de teste 190 mede a característica. Depois que dois, três ou mais perfis de integridade são produzidos, uma taxa de alteração da característica do tubular pode ser calculada ou determinada de outra forma. A característica do tubular é pelo menos um de corrosão no tubular, rugosidade no tubular, poços no tubular, deformação do tubular, escamas no tubular, restrições de fluxo no interior da tubular, restrições de fluxo na espessura da parede tubular, tubular, diâmetro interno tubular ou qualquer combinação das mesmas. Mais detalhes e descrição das vários características dos tubulares, incluindo técnicas de processo, ferramentas, sistemas e/ou equipamentos relacionados, são fornecidos a seguir.

[0010] O sistema de furo de poço 100 inclui uma torre ou plataforma de perfuração 120. A sonda de perfuração 120 inclui um aparelho de elevação 122, uma catarina 124 e uma cabeça injetora 126 para elevar e abaixar a coluna de perfuração 118, outro transporte e/ou estrutura, como a coluna de revestimento. Na FIG. 1, o transporte 118 é uma coluna de perfuração substancialmente tubular, que se estende axialmente, formada por uma pluralidade de juntas de tubo de perfuração acopladas de ponta a ponta. A sonda de perfuração 120 pode incluir um kelly 132, uma mesa rotativa 134 e outro equipamento associado à rotação e/ou translação do transporte 118 dentro do furo de poço 112. Para algumas aplicações, a sonda de perfuração 120 também pode incluir uma unidade top drive 136.

[0011] A sonda de perfuração 120 pode ser localizada próxima à cabeça de poço 140, como mostrado na FIG. 1, ou espaçados da cabeça de poço 140, como no caso de um arranjo marítimo (não mostrado), em que a sonda de perfuração 120 pode ser suportada em uma plataforma flutuante e acoplada a uma cabeça de poço no fundo do mar por um riser, conforme compreendido pelos versados na técnica. Um ou mais dispositivos de controle de pressão 142, como preventores de explosão (BOPs) e outros equipamentos associados à perfuração ou produção de um furo de poço também podem ser fornecidos na cabeça de poço 140 ou em outro local no sistema de furo de poço 100.

[0012] Uma fonte de fluido de trabalho ou de serviço 148, como um tanque ou vaso de armazenamento, pode fornecer um ou mais fluidos de trabalho 150 bombeados para a extremidade superior do transporte 118 ou coluna de perfuração e fluir através do transporte 118. A fonte de fluido de trabalho 148 pode fornecer qualquer fluido utilizado em operações de furo de poço, incluindo, entre outros, fluido de perfuração, pasta de cimento, fluido acidificante, água líquida, vapor ou algum outro tipo de fluido. O equipamento de subsuperfície 152 pode ser disposto dentro do furo de poço 112 e pode incluir equipamentos como, por exemplo, uma broca de perfuração 154 e um conjunto de fundo de poço (BHA) 156 e/ou algum outro tipo de ferramenta de furo de poço.

[0013] O sistema de furo de poço 100 pode geralmente ser caracterizado como tendo o tubular 111. O tubular 111 pode ser ou incluir, entre outros, um ou mais tubulares, revestimentos, tubos, risers, tubulações, colunas de perfuração, colunas de completação ou produção, submarinos, cabeças ou quaisquer outros tubos, tubos ou equipamentos que se conectem ao anterior, como transporte 118. A este respeito, o tubular 111 também pode incluir uma ou mais colunas de revestimento 160 que são tipicamente cimentadas no furo de poço 112, como a superfície, os revestimentos intermediários e internos 160 mostrados na FIG. 1. Além da coluna de revestimento 160, outras colunas, bobinas, tubulações, linhas e/ou bobinas podem ser usadas, por exemplo, entre outras, uma ou mais colunas de completação, colunas de inserção, colunas de perfuração, tubulações em espiral, cabos lisos, cabos de aço, tubos de perfuração ou qualquer combinação dos mesmos. Um espaço anular 162 é formado entre as paredes de conjuntos de componentes tubulares adjacentes, como colunas de revestimento concêntricas 160 ou o exterior do transporte 118 e a parede interna de uma coluna de revestimento 160 ou o furo de poço 112, como representado na FIG. 1. O dispositivo de teste 190 é disposto adjacente à coluna de revestimento 160 para avaliar uma dureza da coluna de revestimento 160. O transporte 118 é movido para dentro para permitir que o sistema de furo de poço 100 execute outras funções, como perfuração.

[0014] Onde o equipamento de subsuperfície 152 é usado para perfuração e transporte é uma coluna de perfuração, a extremidade inferior do transporte 118 pode suportar o BHA 156, que pode transportar a broca de perfuração 154 em uma extremidade distal. Durante as operações de perfuração, o peso na broca (WOB) é aplicado à medida que a broca de perfuração 154 é girada, permitindo assim que a broca de perfuração 154 engate na formação subterrânea 114 e perfure o furo de poço 112 ao longo de um caminho predeterminado em direção a uma zona alvo. Em geral, a broca de perfuração 154 pode ser girada com o transporte 118 da sonda 120 com o top drive 136 ou mesa rotativa 134 e/ou com um motor de lama de fundo de poço 168 dentro do BHA 156. O fluido de trabalho 150 bombeado para a extremidade superior do transporte 118 flui através do interior longitudinal 170 do transporte 118, através do BHA 156 e sai dos bicos formados na broca de perfuração 154. Quando a broca de perfuração 154 está posicionada para girar em uma extremidade inferior 172 do furo de poço 112, o fluido de trabalho 150 pode misturar-se com cortes de formação, fluidos de formação e outros fluidos e detritos de fundo de poço para formar uma mistura de fluido de perfuração que pode então fluir para cima através do anular 162 para retornar estacas de formação e outros detritos de fundo de poço para a superfície do solo 116.

[0015] O BHA 156 e/ou o transporte de perfuração 118 pode incluir várias outras ferramentas, como submarinos mecânicos e subs de perfuração direcional. O BHA 156 ilustrado na FIG. 1 inclui uma fonte de energia 176 e equipamento de medição 180, como instrumentos de medição durante a perfuração (MWD) e/ou de perfilagem durante a perfuração (LWD), detectores, circuitos ou outro equipamento para fornecer informações sobre o furo de poço 112 e/ou a formação subterrânea 114, como dados de perfilagem ou de medição do furo de poço 112. Os dados de medição e outras informações das ferramentas são comunicados usando sinais elétricos, sinais acústicos ou outra telemetria que podem ser convertidos em sinais elétricos na sonda 120 para, entre outras coisas, monitorar o desempenho do BHA 156 e da broca de perfuração 154, bem como como monitorar as condições do ambiente ao qual o BHA 156 é submetido. O equipamento de medição 180 é acoplado de forma comunicativa ao dispositivo de teste 190 e é operável para receber, processar e/ou comunicar dados sobre a característica tubular ou taxa de alteração do tubular fornecidas pelo dispositivo de teste 190, como descrito e discutido aqui. Em uma ou mais configurações, o transporte 118 é um cabo de aço ou cabo liso, por exemplo, o transporte 118 pode ser empregado para posicionar o dispositivo de teste 190 adjacente ao tubular 111, tal como o tubo de produção em um conjunto de completação para avaliar ou de outra forma medir uma ou mais características do tubular 111.

[0016] O sistema de detecção de fibra óptica 131 contém uma unidade interrogadora 133 conectada a um ou mais cabos de fibra óptica 135. A unidade interrogadora 133 pode estar localizada na superfície do solo 116 do furo de poço 112. O cabo de fibra óptica 135 pode ser posicionado ao longo do interior e/ou exterior do tubular 111. Por exemplo, o cabo de fibra óptica 135 pode ser acoplado à superfície interior e/ou à superfície externa do tubular 111. Se o cabo de fibra óptica 135 estiver localizado fora do tubular 111, o cabo de fibra óptica 135 será tipicamente preso antes de ser cimentado na posição. Os grampos (não mostrados) que mantêm o cabo de fibra óptica 135 no lugar normalmente têm uma certa quantidade de massa de metal que pode ser detectada usando a unidade eletromagnética ou um detector de corrente para evitar perfuração acidental do cabo de fibra óptica 135. O cabo de fibra óptica 135 pode incluir qualquer combinação de linhas (por exemplo, linhas ópticas, elétricas e hidráulicas) e reforços. Várias fibras dentro de um cabo de fibra óptica 135 podem oferecer redundância e/ou a capacidade de interrogar com instrumentação diferente simultaneamente.

[0017] O sistema de detecção de fibra óptica 131 pode ser ou incluir, entre outros, sistemas distribuídos baseados em fibra óptica, como sensor de temperatura distribuído (DTS), sensor acústico distribuído (DAS) e outros sistemas de sensor baseado, por exemplo, em detecção por interferometria. O sistema de detecção de fibra óptica 131 utiliza sensores de tecnologia eletroacústica ("EAT") e tecnologia de detecção e está em comunicação operacional com um ou mais sensores, circuitos de processamento e/ou transdutores ou geradores de sinal acústico. Os sensores exemplares podem ser ou incluir, entre outros, um ou mais sensores de pressão, sensores de temperatura, sensores de taxa de fluxo, medidores de pH, sensores acústicos, sensores de vibração, sensores sísmicos ou qualquer combinação dos mesmos. Os sensores EAT podem ser usados na detecção de fibra óptica, na qual qualquer número de sensores de fundo de poço, eletrônico ou baseado em fibra óptica pode ser utilizado para fazer as medições básicas dos parâmetros, mas todas as informações resultantes são convertidas no local da medição em perturbações ou tensão aplicada ao cabo de fibra óptica 135 que está conectado à unidade interrogadora 133. A unidade interrogadora 133 pode disparar rotineiramente pulsos de sinal óptico no fundo do poço para o cabo de fibra óptica 135. À medida que os pulsos viajam pelo cabo de fibra óptica, a luz espalhada de volta é gerada e recebida pelo interrogador. As perturbações ou deformações introduzidas no cabo de fibra óptica 135 no local dos vários sensores EAT podem alterar a propagação posterior da luz e essas propagações de luz efetuadas podem fornecer dados em relação ao sinal que gerou as perturbações.

[0018] Será reconhecido que o sistema de furo de poço 100 é de natureza meramente exemplar e vários componentes adicionais que não foram necessariamente representados na FIG. 1 podem estar presentes no interesse de clareza. Componentes adicionais não limitantes que podem estar presentes incluem, entre outros, funis de abastecimento, válvulas, condensadores, adaptadores, juntas, manômetros, sensores, compressores, controladores de pressão, sensores de pressão, controladores de vazão, sensores de vazão, sensores de temperatura ou qualquer combinação dos mesmos. Tais componentes também podem incluir, entre outros, invólucro do furo do poço, liners do furo do poço, coluna de completação, colunas de inserção, coluna de perfuração, tubulação enrolada, cabo de aço, cabo liso, tubo de perfuração, comandos, motores de lama, motores e/ou bombas de fundo de poço, motores e/ou bombas montados na superfície, centralizadores, turbolizadores, raspadores, flutuadores (por exemplo, sapatas, colares ou válvulas), ferramentas de perfilagem e equipamento de telemetria relacionado, acionadores (por exemplo, dispositivos eletromecânicos), luvas deslizantes, luvas de produção, peneiras, filtros, dispositivos de controle de fluxo (por exemplo, dispositivos de controle de fluxo de entrada, dispositivos de controle de fluxo de entrada autônomo ou dispositivo de controle de fluxo de saída), acoplamentos (por exemplo, conexão molhada eletro hidráulica, conexão seca ou acoplador indutivo), linhas de controle (por exemplo, elétricas, de fibra óptica ou hidráulicas) linhas de vigilância, brocas de perfuração e alargadores, sensores ou sensores distribuídos, trocadores de calor de fundo de poço, válvulas e dispositivos de acionamento correspondentes, vedações de ferramentas, packers, tampões de cimento, tampões de ponte e outros dispositivos ou componentes de isolamento de furo de poço ou qualquer combinação dos mesmos. Qualquer um destes componentes pode estar incluído nos sistemas e aparelhos descritos anteriormente e representados na FIG. 1.

[0019] FIG. 2 representa um fluxograma de um processo 200 usado para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço, atualizando os parâmetros e executando as análises com base nas operações esperadas. O processo 200 aplica os dados de perfilagem para prever a integridade do poço ou tubular e avaliar i risco. O processo 200 pode ser semiautomatizado para melhorar a eficiência do tempo de coleta e simulação de dados. Além da análise e previsão da integridade do tubular do poço, em algumas configurações, o sistema para conduzir o processo 200 inclui um sistema de detecção de fibra óptica e pressão e/ou outros sensores para detecção precoce de vazamentos.

[0020] Em 202, colete os dados. Um ou mais parâmetros de operação do furo de poço são medidos, calculados, monitorados ou determinados de outra forma. Os parâmetros de operação do furo de poço incluem os fatores que o furo de poço e o tubular estão enfrentando durante a operação ativa, bem como durante a vida útil. Os parâmetros de operação estão dentro e/ou fora do tubular. Os parâmetros de operação do furo de poço para medir e monitorar podem incluir uma ou mais propriedades de um fluido (por exemplo, fluido de trabalho, fluido de fundo de poço ou fluido armazenado) dentro do tubular. Essas propriedades do fluido podem ser ou incluir, entre outras, uma ou mais de temperatura, pressão, vazão, densidade, composição, pH ou qualquer combinação dos mesmos. Outros parâmetros de operação do furo de poço para medir e monitorar podem incluir uma ou mais propriedades experimentadas do lado de fora do tubular, como do ambiente circundante. O ambiente circundante pode ser ou incluir, entre outros, a terra (por exemplo, rochas ou solo), fluidos subterrâneos (por exemplo, fluido de trabalho, fluido de fundo de poço, fluido armazenado, água ou gás) ou qualquer combinação dos mesmos. Estas propriedades ambientais circundantes podem ser ou incluir, entre outras, uma ou mais de temperatura, pressão, vazão, densidade, composição, pH ou qualquer combinação dos mesmos.

[0021] Cada um dos parâmetros de operação é medido por um ou mais sensores. Em algumas configurações, os sensores estão operacionalmente acoplados a um ou mais cabos de fibra óptica que se estendem no fundo do poço no poço. O cabo de fibra óptica está posicionado dentro e/ou fora do tubular. O cabo de fibra óptica faz parte do sistema de detecção de fibra óptica quedetecta e mede as alterações nos perfis de pressão e/ou temperatura no furo de poço e pode ser usado como uma ferramenta para detecção precoce de caminhos de vazamento no furo de poço. Cada sensor no sistema de detecção de fibra óptica pode ser ou incluir, entre outros, um sensor de pressão, um sensor de temperatura, um sensor de taxa de fluxo, um medidor de pH, um sensor acústico, um sensor de vibração, um sensor sísmico, seus híbridos ou qualquer combinação dos mesmos.

[0022] Em 204, determine ou meça uma ou mais características do tubular. A característica do tubular pode ser ou incluir, entre outras, um ou mais dos seguintes itens: corrosão no tubular, erosão do tubular, rugosidade e/ou fossas no tubular, deformação do tubular, escamas no tubular, restrições de fluxo na espessura tubular, parede tubular, diâmetro interno tubular, diâmetro externo tubular ou qualquer combinação dos mesmos. Para determinar ou medir as uma ou mais características, um dispositivo de teste é transportado ou, de outro modo, introduzido no tubular. O dispositivo de teste mede a característica do tubular duas ou mais vezes (em 204 e 206) e um perfil de integridade é produzido toda vez que a característica é medida.

[0023] Em 206, atualize as medidas da característica e o perfil de integridade para calcular, atualizar ou determinar as taxas de alteração de qualquer uma das características. A análise de integridade do tubular fornece o estado atual de cada uma das uma ou mais características medidas e inclui uma taxa de alteração de cada característica medida do tubular. De 204 e/ou 224, faça uma segunda, uma terceira ou medições adicionais para a característica do tubular e produza um perfil de integridade cada vez que a característica é medida. A taxa de alteração da característica do tubular é determinada com dois ou mais perfis de integridade e pode ser atualizada quando os perfis de integridade adicionais são incluídos na taxa. A taxa de alteração (crescente, decrescente ou nenhuma alteração) da característica do tubular pode ser ou incluir, entre outras, um ou mais dos seguintes itens: taxa de corrosão, erosão, rugosidade, corrosão e/ou deformação no/tubular, taxa de acúmulo de escamas no interior do tubo, taxa de alteração das restrições de fluxo no interior do tubo, taxa de alteração da espessura da parede tubular, diâmetro interno tubular e/ou diâmetro externo tubular ou qualquer combinação dos mesmos.

[0024] Em 208, determine uma análise de fluxo transitório e de integridade do revestimento com base na operação esperada através dos parâmetros de operação. Uma análise de integridade do tubular para o tubular pode ser realizada usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação para calcular ou determinar o estado atual do tubular em relação a cada uma das características medidas em combinação com os parâmetros de operação. A análise de integridade do tubular contém uma ou mais limitações de parâmetros para o tubular. Em uma ou mais modalidades, os perfis de integridade e o parâmetro de operação são inseridos em um programa ou pacote de software transitório usado para executar a análise de integridade do tubular. O programa ou pacote de software transitório é carregado em um ou mais computadores ou rede de computadores. Um programa transitório que pode ser usado para calcular a análise de integridade do tubular é o software de projeto de revestimento WELLCAT™, disponível comercialmente na Halliburton Energy Systems, Inc. O fluxo transitório é uma condição em que o fluido ou a tubulação não atingiu sua condição de equilíbrio com relação à pressão, temperatura e vazão de massa, de modo que o fluxo em estado estacionário esteja em equilíbrio total.

[0025] Em 202, 204, 206 e/ou 208, os dados de entrada são medidos, calculados ou determinados de outra forma e podem ser usados em 202, 204, 206, 208 e/ou outras porções do processo 200. Os dados de entrada exemplares podem ser ou incluir, entre outros, um ou mais dos seguintes: dados da pinça para o diâmetro interno (ID) do tubular, dados para o diâmetro externo (OD) do tubular, corrosão, poços, deformação, escalas, restrições; dados eletromagnéticos de mudança de turno para espessura do metal do tubular, detecção de incrustações, perda de metal nas superfícies interna e/ou externa do tubular; dados de vazamento de fluxo para qualquer um dos dados mencionados anteriormente; dados ultrassônicos para raio e espessura dos tubulares; dados operacionais, incluindo tipo ou composição de fluido, vazão, pressão, temperatura, densidade, pH; especificações tubulares e de acoplamento; dados de cimentação e isolamento de poços; e fadiga do tubular.

[0026] Em 210, determine se a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro (por exemplo, o tubular não vaza ou não está comprometido fisicamente nas condições dos parâmetros de operação) ou fora das limitações do parâmetro (por exemplo, o vazamento tubular ou está fisicamente comprometido nas condições de os parâmetros de operação)?Se sim, a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro, então determine uma duração de integridade para o tubular em 212. Alternativamente, se não, a integridade do tubular está fora das limitações do parâmetro, então determine um local no tubular para a perda de integridade do tubular em 230. O tubular vaza quando um fluido pode penetrar ou sair do tubular. O tubular é fisicamente comprometido se o tubo se romper, estourar, se desfazer ou desassociar, entrar em colapso ou falhar.

[0027] Para a Pressão interna mínima de rendimento (MIYP), cada tubular tem uma classificação de ruptura e colapso, tensão, compressão ou envelope de tensão triaxial. Se o revestimento for submetido a pressão interna maior que a externa, o revestimento será exposto ao carregamento de pressão de ruptura. As condições de carga de pressão de ruptura ocorrem durante as operações de controle de poço, testes de integridade da pressão do revestimento, operações de bombeamento e/ou operações de produção. O MIYP do corpo do tubo é determinado pelo padrão interno de limite de elasticidade, conforme previsto no API Bulletin 5C3, Formulas and Calculations for Casing, Tubing, Drill pipe, and Line Pipe Properties, 1999.

[0028] O colapso é uma falha de estabilidade inelástica ou uma falha de estabilidade elástica independente do limite de elasticidade. Se a pressão externa exceder a pressão interna, o revestimento está sujeito ao colapso. Tais condições podem existir durante operações de cimentação, expansão de fluido aprisionado ou evacuação do poço. A resistência ao colapso é principalmente uma função do limite de elasticidade do material e da razão de esbelteza do material, D/t. O critério triaxial é baseado no comportamento elástico e no limite de elasticidade do material.

[0029] Em 212, determine se a integridade do tubular e a duração da integridade (por exemplo, tempo desejado em que a integridade do tubular é mantida pelo tubular) estão dentro das limitações do parâmetro? Se sim, um relatório de avaliação finalizado contendo a integridade do tubular e a duração da integridade é preparado em 240. Se não, então aumente a etapa de tempo em 220.

[0030] Em algum exemplo, a duração da integridade pode durar todo o ciclo de vida do poço. A integridade do revestimento é baseada nas propriedades do próprio tubular do furo de poço e determinada pelo ambiente em que está sendo usado. Os vários fatores são considerados, como, entre outros, fluido de furo de poço, flutuações de temperatura, flutuações de pressão, atividade tectônica, operações auxiliares (por exemplo, operações de fraturamento) ou qualquer combinação dos mesmos.

[0031] Em 220, aumente a etapa do tempo ajustando o intervalo entre as etapas do processo. A etapa de tempo é aumentada quando a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro (em 210) e a duração da integridade está fora das limitações do parâmetro (em 212). Para ajustar ou de outra forma aumentar a etapa de tempo, intervalos de perfilagem mais curtos podem ser usados, aumentando a frequência das estações perfiladas no poço.

[0032] Em 222, atualize as propriedades e a pressão da formação e, em 224, atualize os parâmetros operacionais. Para 222 e 224, a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro e a duração da integridade está fora das limitações do parâmetro. Meça ou determine a característica do tubular, furo de poço e/ou formação novamente para produzir outro perfil de integridade em 222 e meça ou determine o parâmetro de operação novamente em 224. Posteriormente, em 206, recalcule ou determine um valor atualizado para a análise de integridade do tubular para o tubular usando todos os perfis de integridade medidos e parâmetros de operação.

[0033] Em 230, determine os possíveis locais para perda de integridade do furo de poço. Se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro em 210, determine um ou mais locais no tubular que são suscetíveis à perda de integridade do tubular.

[0034] Em 232, realize um estudo preventivo e de risco. O estudo preventivo e de risco é realizado para o furo de poço e o ambiente circundante (por exemplo, terra ou formação) adjacentes ao furo de poço para produzir um padrão. O estudo preventivo e de risco pode ser ou incluir, entre outros, um estudo de perigo e operacionalidade (HAZOP), uma análise de risco ou uma combinação dos mesmos.

[0035] O estudo HAZOP é um exame estruturado e sistemático de um processo ou operação planejada ou existente do furo de poço e/ou tubular, a fim de identificar e avaliar problemas que podem representar riscos ao meio ambiente, pessoal e/ou equipamento em uma área especificada. Durante o estudo HAZOP, o furo de poço e/ou tubular são analisados e/ou revisados para determinar os problemas que de outra forma não seriam encontrados. A análise de risco pode ser usada antes, durante e/ou após as etapas de decisão do estudo HAZOP.

[0036] Em 234, determine a ação preventiva aceitável ou risco aceitável. Ou seja, determine se uma ação preventiva ou uma análise de risco está dentro ou fora do padrão do estudo preventivo e de risco. Se pelo menos um resultado da ação preventiva ou da análise de risco estiver dentro do padrão estabelecido pelo estudo preventivo e de risco, prepare um relatório de avaliação finalizado contendo pelo menos uma ação preventiva, a análise de risco ou uma combinação das mesmas em 240. Se os resultados da ação preventiva e a análise de risco estiverem fora do padrão do estudo preventivo e de risco, então a ação no tubular será executada em 236. A ação preventiva e a análise de risco são determinadas por cada operador para estabelecer se o sistema está dentro ou fora do padrão do estudo de prevenção e de risco com base no grau e peso do tubular em uso e nas condições dinâmicas do furo de poço.

[0037] Em 236, tome medidas com o tubular fora do padrão do estudo preventivo e de risco. Em um ou mais exemplos, pelo menos uma porção ou seção do tubular ou todo o tubular fora do padrão é alterada ou substituída por uma porção ou tubular que atenda ao padrão. Alternativamente, realize uma operação de tampão e abandono (P&A) no tubular. Uma vez que o tubular é reparado ou substituído, ou, alternativamente, tampado e abandonado, o relatório de avaliação é finalizado em 240.

[0038] Em 240, prepare um relatório de avaliação finalizado para o tubular em formato eletrônico e/ou impresso. O relatório de avaliação pode incluir dados para a integridade do tubular e a duração da integridade, informações sobre um tubular reparado ou substituído ou informações sobre um tubular obstruído e abandonado, conforme aplicável aos resultados do processo 200.

[0039] Em 242, saia ou pare o processo 200.

[0040] A modelagem proativa e preditiva avalia a integridade do poço ou tubular e fornece uma avaliação baseada em risco durante a operação esperada. Os pontos de dados consecutivos podem ser usados para fornecer um modelo baseado em risco para a integridade do poço ou tubular durante a operação prevista. Com base na análise, um período de tempo apropriado para o teste pode ser proposto. A previsão futura da integridade do poço ou tubular oferece a oportunidade de otimizar o cronograma operacional e minimizar o tempo improdutivo desnecessário. Se o risco de perder a integridade do poço ou tubular for relativamente grande, testes e análises poderão ser implementados com mais frequência em relação a quando o risco de perda da integridade do poço ou tubular for menor.

[0041] A integridade do tubular depende de vários fatores que afetam a confiabilidade física e as condições operacionais. Uma combinação de perfil de inspeção de tubulares e condições operacionais previstas ou medidas é usada para prever a integridade do tubular e, se baseada na análise dos limites operacionais, pode ser configurada para mitigar a perda de integridade do tubular. As ferramentas de perfilagem de fundo de poço e os sistemas de coleta de dados empregados para avaliar a condição dos tubulares no furo de poço podem ser ou incluir, entre outros, uma ou mais pinças, ferramentas de vazamento de fluxo, ferramentas de mudança de fase eletromagnética, ferramentas ultrassônicas ou suas combinações. Cada ferramenta fornece certas informações sobre deformação, desbaste, corrosão, defeitos dos tubulares ou outras características do tubular. Em alguns exemplos, as ferramentas adicionais, como perfis de ruído, perfis de temperatura e/ou perfis acústicos, estão disponíveis para detectar vazamentos.

[0042] Os métodos descritos e discutidos aqui usam os dados de uma combinação de dois ou mais perfis de integridade do tubular para determinar a integridade dos tubulares no furo de poço e fornece uma avaliação de risco com base na operação planejada. Cada perfil de integridade possui limitações dentro de um certo nível de confiança, mas combinações de dois ou mais perfis, com condições operacionais conhecidas, são usadas para determinar a condição do tubular com mais precisão, distinguindo entre escala e corrosão, por exemplo, ou para determinar deformação, a taxa de corrosão ou erosão para o interior ou o exterior do tubular, espessura e descamação da parede. O nível de confiança na saída dos dados de perfilagem dependerá, entre outros, da precisão da ferramenta de perfilagem, da frequência dos dados de perfilagem, da qualidade da interpretação dos dados e/ou combinações dos mesmos.

[0043] As resoluções dos dados do perfil são diferentes. Depois de considerar a resolução dos dados e a incerteza de erro, os arquivos de dados separados são gerados para representar várias considerações de risco, incluindo as condições mais prováveis e os piores casos do tubular. Em um ou mais exemplos, os dados de perfil incluem dados de giroscópio para levantamento de poços. A comparação da levantamento do tubular com o levantamento do furo original fornece informações sobre a presença de flambagem ou desalinhamento.

[0044] Os dados e taxas são corrigidos e/ou atualizados à medida que mais dados se tornam disponíveis durante a vida útil do poço. Os dados dos perfis são usados para atualizar as classificações de ruptura, colapso e resistência à tração do tubular. São estimados efeitos de corrosão e descamação, rugosidade do tubular e restrição na área de fluxo, que consequentemente afeta as pressões de operação e o perfil de pressão no tubular. Os dados de espessura de parede, corrosão, escala e erosão do tubular coletados de perfis são dados de entrada que são incorporados a um programa transitório para validar a integridade do tubular por um determinado poço por um determinado período de tempo. As taxas de corrosão, erosão e escala podem ser estimadas ou previstas usando históricos de operações de perfil e poço que aumentam a precisão da integridade do tubular preditiva durante a operação futura. O resultado é apresentado em análises tanto determinísticas quanto baseadas em risco para avaliar a integridade do tubular.

[0045] Os dados dos perfis podem ser usados para atualizar as classificações de ruptura, classificações de colapso e/ou classificações de resistência à tração do tubular. A partir dos dados da primeira consulta e por um período de tempo, pode-se esperar que haja alguma deterioração do tubular em relação à nova condição original do tubular. Quando as execuções de diagnóstico são subsequentemente usadas para avaliar a condição ou estado do tubular naquele momento, as novas dimensões são registradas a partir das quais novas ou atualizadas classificações de ruptura, colapso e/ou resistência à tração dos tubulares podem ser determinadas.

[0046] A análise operacional do sistema de poço inclui modelagem transitória para analisar a pressão e a transferência de calor durante as operações do poço. Além disso, a transferência cíclica de calor e mudanças de pressão nas completações de multicolunas também são analisadas. O software de projeto de revestimento WELLCAT™, disponível comercialmente na Halliburton Energy Systems, Inc. , é um programa transitório que fornece soluções para o projeto do tubular com base no status quo e é usado para i projeto crítico de poço. O programa é capaz de analisar as operações em poços multicolunas e calcular a transferência de calor e acúmulo de pressão de fluido atrás de tubulares. O programa pode ser usado para atualizar a resistência do tubular com base no diâmetro externo tubular (OD) e no diâmetro interno (ID); portanto, a geometria do tubular interpretada pode ser usada para calcular a resistência das propriedades dos tubulares especificadas e, assim, executar a análise da integridade do tubular. A simulação numérica transitória é realizada para uma sequência de operações por qualquer período de tempo específico para rastrear a transferência de calor, o deslocamento de diferentes fluidos e o perfil de pressão nos furos de poço ou nos tubulares, a fim de avaliar a integridade do tubular e das conexões. A condição dos tubulares pode incluir modelar a taxa de corrosão, taxa de incrustação, taxa de erosão, taxa de deformação e outras taxas descritas e discutidas aqui. A condição das conexões dos tubulares também está incluída na análise.

[0047] Em uma ou mais modalidades, um método para avaliar a integridade do tubular é fornecido e inclui medir um parâmetro de operação do furo de poço, medir uma característica do tubular para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica é medida e determinar uma taxa de alteração da característica do tubular a partir de dois ou mais perfis de integridade. Uma análise de integridade do tubular para o tubular é calculada usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação. A análise de integridade do tubular contém limitações de parâmetros para o tubular. O método também inclui determinar a duração da integridade do tubular se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro ou determinar um local no tubular para a perda da integridade do tubular se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro.

[0048] Em algumas modalidades, a integridade do tubular está fora das limitações do parâmetro e é determinada uma localização no tubular para perda de integridade do tubular. Um estudo preventivo e de risco é realizado para o furo de poço e a terra circundante adjacente ao furo de poço para produzir um padrão. Uma vez que uma ação preventiva ou uma análise de risco é determinada como estando fora do padrão do estudo preventivo e de risco, pelo menos uma parte do tubular ou todo o tubular é alterada ou substituída. Alternativamente, o furo de poço é tampado e abandonado.

[0049] Em outra modalidade, um sistema para executar os métodos para avaliar a integridade do tubular, conforme descrito e discutido aqui, pode incluir um dispositivo de teste configurado para medir a característica do tubular duas ou mais vezes para produzir o perfil de integridade cada vez que a característica é medida, um sensor operacionalmente acoplado a um cabo de fibra óptica e configurado para medir o parâmetro de operação e um programa transitório configurado para calcular uma análise de integridade do tubular a partir dos perfis de integridade e do parâmetro de operação.

[0050] O entendimento e a previsão da integridade do poço ou do tubular são usados para determinar o nível de exposição ao risco e a possível localização da perda da integridade do tubular. Portanto, uma ou mais ações preventivas tomadas para mitigar o risco antecipadamente aumentam a segurança, reduzem os efeitos ambientais e protegem os ativos. O resultado da avaliação é usado para proteger a integridade do poço ou do tubular, otimizando as condições operacionais e determinando um cronograma de manutenção para operações corretivas de manutenção de poço ou a necessidade de abandono do poço.

[0051] Um perfil de integridade é produzido toda vez que a característica é medida e vários perfis de integridade são usados para determinar uma taxa de mudança para a característica do furo de poço. A análise de integridade do tubular para o tubular é realizada usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação. Em uma ou mais modalidades, o revestimento pode ser inspecionado e os perfis de inspeção do revestimento podem ser gerados por uma ou mais das técnicas que incluem, entre outras, uma ou maispinças de furo revestidas, uma ou mais ferramentas de vazamento de fluxo, uma ou mais ferramentas de mudança de fase eletromagnética, uma ou mais ferramentas ultrassônicas ou qualquer combinação das mesmas.

[0052] Os dispositivos de avaliação de cimento radial ultrassônico e os dispositivos de imagem de furo aberto modificados também podem ser usados para avaliar o revestimento para indicações de possível colapso do revestimento, afinamento do revestimento, perda de metal interna ou externa ou qualquer combinação dos mesmos. A amplitude do eco e o tempo de percurso fornecem imagens da condição da superfície interna do revestimento (por exemplo, acúmulo, defeitos e/ou rugosidade, como furos e/ou goivas).

[0053] A pinça acústica gerada a partir do tempo de percurso de pulso/eco fornece o diâmetro interno do revestimento, como uma média de todos os transdutores ou uma única varredura circunferencial. Uma estimativa da ovalidade do revestimento é obtida usando as medições máxima e mínima. Então, se o valor nominal do diâmetro externo do revestimento for assumido, as alterações na espessura poderão ser calculadas e os defeitos internos identificados. A análise de frequência determina a frequência ressonante do revestimento da forma de onda acústica. A espessura do revestimento está inversamente relacionada à frequência ressonante. Combinando o tempo de percurso e as medições de frequência ressonante e usando os dados de todos os transdutores disponíveis (ou uma única varredura), as apresentações que mostram as seções transversais do revestimento são usadas para destacar os danos ao revestimento, como: colapso do revestimento, afinamento do revestimento, corrosão interna ou externa perda de metal e/ou qualquer combinação dos mesmos.

[0054] As pinças de furo revestidas, como pinças multifuncionais, são usadas para identificar as alterações no diâmetro do corpo como indicadores de desgaste e corrosão. Essas pinças também são usadas para monitorar a deformação do revestimento. As pinças podem ter de um, dois, três, cinco ou cerca de 10 a cerca de 20, cerca de 40, cerca de 60 ou cerca de 80 sensores ou dedos com mola, dependendo do diâmetro nominal do revestimento. As diferentes ferramentas de pinças multifuncionais podem registrar tamanhos de revestimento de cerca de 4 polegadas a cerca de 20 pol. As ferramentas menores podem ser usadas para a inspeção da tubulação. Cada dedo endurecido pode medir o diâmetro interno do revestimento com uma resolução radial de alguns milésimos de polegada (por exemplo, cerca de 0,001 pol a cerca de 0,01 pol) e uma resolução vertical de alguns centésimos de polegada (por exemplo, cerca de 0,01 pol a 0,09 pol.) a uma velocidade de perfilagem aproximada de cerca de 1. 800 pés/h. As medições são realizadas muitas vezes por segundo para cada dedo, fornecendo um intervalo de amostragem espacial típico de aproximadamente 0,15 pol, à medida que a ferramenta percorre o poço. Um dedo se estende e encontra um poço ou furo e se retrai onde a balança está presente ou houve um colapso parcial. A ferramenta também indica qual dedo é o no lado mais alto do poço. Além disso, os dedos podem ser agrupados azimutalmente. Todos esses dados podem ser combinados com as medições de diâmetro para produzir uma imagem 3D do revestimento, incluindo distorções na seção transversal e alterações na trajetória do eixo do poço tão pequeno quanto 0,01°. Os dados podem ser transmitidos para a superfície onde a ferramenta é executada em um cabo de aço ou armazenados no fundo do poço, onde a ferramenta é implantada em uma linha lisa.

[0055] Os tipos de pinça multifuncional podem ser ou incluir, entre outras, pinças mecânicas e/ou pinças eletrônicas, embora a distinção seja enganosa, porque todas essas pinças são mecânicas em sua implantação. A diferença está na maneira como os dados são gravados. As pinças que são verdadeiramente mecânicas, pois operam em uma linha lisa e usam um gráfico de registro para registrar os dados de fundo de poço. Essas pinças mecânicas têm classificações de alta temperatura porque não são limitadas pelas classificações de eletrônicos de fundo de poço (por exemplo, cerca de 600 °F) para a pinça Kinley, disponível comercialmente no Expro Group. A ferramenta pode converter os dados mecânicos em informações eletrônicas para o armazenamento de memória de fundo de poço ou em furo de transmissão para exibição de dados em tempo real. As temperaturas de operação para essas ferramentas eletrônicas costumam atingir 350 °F.

[0056] As ferramentas multifuncionais contêm um inclinômetro para que o desvio e a orientação da ferramenta possam ser registrados. Se esses medidores forem conhecidos, a saída de alta qualidade das modernas pinças multifuncionais permite a geração de vários produtos baseados em imagem. As entregas incluem "mapas" digitais da ovalidade do revestimento e do seu diâmetro interno. Os perfis podem ser executados e exibidos no modo de lapso de tempo para quantificar as taxas de corrosão ou acúmulo de incrustações. Uma imagem digital de variações no diâmetro interno do revestimento pode ser usada para identificar a corrosão. A imagem digital pode ser uma versão eletrônica do que é visto usando uma câmera de vídeo de fundo de poço; no entanto, a imagem eletrônica pode ser girada e inspecionada de qualquer ângulo. As cores artificiais são usadas para realçar as anomalias.

[0057] Outro produto processado pode ser a forma em 3D de tubulares de fundo de poço para mapear a trajetória do furo de poço e quantificar a deformação do revestimento. Em um exemplo, o uso de dados de pinças multifunções avalia a deformação de revestimento na produção primária de óleo pesado no nordeste de Alberta e em outros locais. Vários postulados para o movimento de formação podem ser modelados e comparados com as deformações de revestimento observadas.

[0058] As ferramentas de vazamento de fluxo usam um método semiquantitativo que utiliza um forte campo magnético para identificar e quantificar a corrosão localizada nas superfícies internas e/ou nas superfícies externas do revestimento. Um ímã de fundo de poço (por exemplo, eletroímã) se encaixa dentro do revestimento e produz um campo magnético de baixa frequência ou corrente direta. O ímã pode ser um ímã permanente, para que a ferramenta possa ser usada em uma sequência de memória para a qual a energia da bateria é muito alta. O fluxo magnético é concentrado dentro do revestimento, próximo à saturação magnética. A ferramenta pode incluir sensores montados em almofada do tipo bobina e com mola, que são empurrados para perto do revestimento durante a perfilagem. Onde a corrosão do revestimento é encontrada, as linhas de fluxo "saem" do revestimento como se as linhas de fluxo vazassem do revestimento. Os sensores primários passam por esse fluxo excluído e medem a tensão induzida. A amplitude e extensão espacial da resposta do sensor está relacionada ao volume e forma da perda de metal por corrosão, permitindo assim uma estimativa do tamanho do defeito. Como a medição primária não pode distinguir entre os defeitos internos e externos do revestimento, muitas ferramentas usam uma medição adicional de corrente parasita de frequência mais alta que é uma medida mais rasa e responde apenas a falhas do revestimento na parede interna. A ferramenta usa uma bobina de transmissor separada. Os sinais de vazamento de fluxo e corrente de Foucault são diferenciados usando filtros de frequência. As ferramentas de vazamento de fluxo podem identificar os defeitos localizados no revestimento, como manchas de corrosão, cavidades e furos tão pequenos quanto cerca de 0,2 pol no interior e/ou no exterior do revestimento.

[0059] A ferramenta de mudança de fase eletromagnética usa métodos que fornecem uma estimativa da espessura do revestimento ao longo do comprimento do revestimento (por exemplo, de cerca de 0,5 pé a cerca de 1,5 pé ou cerca de 0,8 pé a cerca de 1,2 pés). As ferramentas eletromagnéticas de mudança de fase fazem medições médias em torno da circunferência do tubo. Eles não têm a capacidade de investigação localizada das ferramentas de vazamento de fluxo e são mais bem utilizados para investigar a corrosão em escala maior. Essencialmente, uma bobina transmissora gera um campo magnético alternado de baixa frequência, que é acoplado a uma bobina receptora. Essas ferramentas também induzem correntes de Foucault no revestimento e formação circundantes. As correntes de Foucault geram seu próprio campo magnético, que é deslocado de fase pela presença de revestimento. O campo com deslocamento de fase é sobreposto ao campo transmitido. Este campo total é detectado por uma bobina receptora. O deslocamento de fase entre os sinais transmitidos e recebidos está relacionada à espessura, condutividade elétrica e permeabilidade magnética do revestimento. Se os dois últimos forem conhecidos, a espessura do revestimento pode ser determinada. Os deslocamentos de fase mais altos indicam uma espessura de revestimento mais alta, todas as outras coisas sendo iguais. Na prática, as propriedades eletromagnéticas do revestimento podem variar com a composição, envelhecimento e/ou estresse. Para superar esse problema, as ferramentas modernas podem incluir várias bobinas de sensor, que permitem que as variações nas propriedades eletromagnéticas do revestimento sejam fatoradas no cálculo da espessura do revestimento. As vantagens são que o método é sensível a grandes áreas de corrosão e ao desbaste gradual do revestimento. Os sensores não precisam estar muito próximos ao revestimento, portanto, uma única ferramenta pode examinar uma variedade de tamanhos de revestimento.

[0060] As ferramentas e o método ultrassônicos fornecem um registro quantitativo completo do raio e espessura do revestimento. As ferramentas ultrassônicas de inspeção do revestimento são projetadas para uma resolução espacial. Várias ferramentas disponíveis comercialmente têm um transdutor de pulso de 2 MHz de pulso curto, com cerca de 0,5 polegada de diâmetro, focado a uma distância de cerca de 2 polegadas da face frontal da ferramenta. A medição de frequência mais alta aumentou a resolução espacial, de modo que poços internos de diâmetro de cerca de 0,16 polegada pudessem ser definidos quantitativamente. A velocidade do som no fluido do poço é medida usando um refletor embutido em um deslocamento conhecido durante a execução no furo. O computador do poço calcula o raio interno a partir do tempo de eco interno e a velocidade medida do fluido. O processamento de fundo de poço extrai a diferença de tempo entre os ecos interno e externo para uma determinação aprimorada da espessura do revestimento usando a velocidade do som no aço. Essas informações permitem identificar defeitos externos no revestimento. O intervalo de amostragem azimutal é de cerca de 2 °. O intervalo de amostragem vertical no modo de alta resolução é de cerca de 0,2 polegada a uma velocidade de perfilagem de cerca de 425 pés/h. O sinal é atenuado pelo fluido de poço, como, entre outros, uma ou mais salmoura, óleo ou lamas de perfuração leve.

[0061] Em uma ou mais modalidades, uma ferramenta ultrassônica, disponível comercialmente na Halliburton Energy Services, Inc. , usa dois transdutores ultrassônicos, um dos quais gira enquanto o outro é fixo para medições em tempo real da velocidade do fluido do poço. A ferramenta opera no modo de imagem ou no modo de furo revestido. No modo de imagem, a ferramenta pode ser operada em um furo aberto ou em um furo revestido, onde a ferramenta examina apenas a superfície interna do revestimento. No modo de furo revestido, a ferramenta determina o raio interno e a espessura do revestimento, para que possam ser discernidos os defeitos no revestimento externo. O processamento da forma de onda permite a avaliação da ligação do cimento a partir da mesma operação de perfilagem.

[0062] Em outros exemplos, uma ferramenta de análise acústica, disponível comercialmente como a ferramenta Acoustic Conformance Xaminer® da Halliburton Energy Services, Inc. usa a tecnologia de matriz de hidrofones para localizar e descrever os caminhos de comunicação e áreas de fluxo, vertical e radialmente na área do poço em tempo real. O arranjo triangula na fonte de som/fluxo no ou ao redor do furo de poço. A análise do arranjo ajuda a eliminar falsas escolhas de frequência e magnitude que têm mais a ver com a estrutura do poço que com a fonte de vazamento. O localizador radial provou ser inestimável em alguns poços que foram perfilados identificando qual espaço anular ou componente de um sistema de completação está vazando. A ferramenta também reduz o tempo, fornecendo um modo contínuo para identificar rapidamente áreas de interesse de possíveis vazamentos no furo de poço. Além do mais, a ferramenta pode realizar medições estacionárias para refinar e reafirmar as áreas onde os vazamentos são identificados pela atividade de monitoramento.

[0063] Em algumas modalidades, a avaliação de perda de metal em várias colunas de revestimento pode ser realizada pela ferramenta Electromagnetic Pipe Xaminer® V (EPX™ V) que fornece as capacidades de intervenção para ajudar a melhorar a vigilância de poços com quantificação de perda de metal de até cinco tubulares de fundo de poço. Essa ferramenta opera através de cabo de aço mono condutor, possibilitando operações mais eficientes no local do poço através do uso de equipamentos de serviço de furo revestido. Essa ferramenta pode usar a tecnologia precisa de frequência de alta definição (HDF) para reduzir o tempo de diagnóstico e fornecer informações abrangentes para os programas de monitoramento. A magnitude e a localização dos defeitos induzidos por corrosão são identificadas através de algoritmos de variação HDF das ondas eletromagnéticas de retorno. Eles discriminam entre perdas metálicas internas e externas para cada tubular correspondente.

[0064] O sistema Eye-Deal Camera™ para vídeo de fundo de poço, disponível comercialmente na Halliburton Energy Services, Inc. , fornece imagens de alta resolução que eliminam suposições de uma variedade de operações de teste de diagnóstico e solução de problemas. As aplicações desta ferramenta e sistema incluem a inspeção de garantia de qualidade, entrada de gás, entrada de água, operações de pesca, inspeção de revestimento e perfuração e identificação geral de problemas. O sistema pode incluir um sistema de fibra óptica e pode fornecer uma imagem de alimentação contínua com excelente resolução de tela. Nesta configuração, a câmera da ferramenta pode operar a uma profundidade de cerca de 14. 000 pés e suportar pressões de cerca de 10. 000 psi e temperaturas de 250 °F. Em algumas configurações, o sistema usa cabos de perfilagem para transmitir imagens únicas de alta qualidade a uma taxa de uma imagem por cerca de 1 segundo a cerca de 2 segundos ou cerca de 1,4 segundo a cerca de 2 segundos. Essa configuração permite uma operação mais profunda e desempenho impecável em fluidos corrosivos. Os operadores podem alternar entre as imagens de vista para baixo e vista lateral. O sistema inclui a capacidade lateral de 360 graus do furo de poço.

[0065] Em uma ou mais modalidades, as ferramentas ultrassônicas podem ser operadas separada ou simultaneamente, para atender aos objetivos, incluindo a integridade do revestimento e/ou avaliação do cimento. Um exemplo adicional é a ferramenta Circumferential Acoustic Scanning Tool - versão Visualização (CAST-V™), disponível comercialmente na Halliburton Energy Services, Inc. , que permite inspeção separada ou simultânea do revestimento e avaliação de cimento. A ferramenta pode operar nomodo de imagem e/ou no modo de furo revestido. O modo de imagem fornece o scanner para avaliar a superfície interna do revestimento. O modo de furo revestido fornece mapas circunferenciais de espessura e impedância acústica do revestimento, para garantir a integridade do revestimento e distinguir entre fluidos e cimento no espaço anular.

[0066] Os perfis de ligações de cimento incluem informações sobre a colocação de cimento. A colocação adequada de cimento entre o revestimento do poço e a formação é utilizada para apoiar o revestimento (ligação de cisalhamento), para impedir que o fluido vaze para a superfície e/ou para isolar as zonas de produção das zonas portadoras de água (ligação hidráulica). Os perfis acústicos fornecem as informações para avaliar a integridade mecânica e a qualidade da ligação do cimento.

[0067] Os perfis acústicos não medem diretamente a qualidade do cimento; ao contrário, esse valor é inferido a partir do grau de acoplamento acústico do cimento no revestimento e na formação. Corridos e interpretados adequadamente, os perfis de ligação do cimento (CBL) fornecem estimativas altamente confiáveis de integridade de poço e isolamento de zona. Assim como a invasão do filtrado e a alteração na formação podem produzir alterações nas propriedades acústicas da formação e, portanto, a variação nos perfis acústicos ao longo do tempo, também os perfis de ligação de cimento podem variar ao longo do tempo à medida que o cimento cura e as propriedades do cimento mudam. Os dispositivos de avaliação acústica de cimento (ligação) podem incluir transmissores monopolos (axissimétricos) (um ou mais) e receptores (dois ou mais) e podem operar com o princípio de que a amplitude acústica é atenuada rapidamente em boa ligação de cimento, mas não em ligação parcial ou de tubo livre. Essas ferramentas de cabo do aço de furo revestido podem medir um ou mais do tempo de percurso das ondas de compressão (tempo de trânsito), amplitude (chegada do primeiro tubo), atenuação por unidade de distância ou qualquer combinação dos mesmos. Algumas ferramentas CBL fornecem medições omnidirecionais, enquanto as ferramentas radiais de avaliação de cimento fornecem medições azimutalmente sensíveis para a avaliação de canal. Quando a onda acústica gerada pelo transmissor atinge o revestimento, parte da onda acústica é refratada pelo revestimento (medição de amplitude e tempo de percurso), parte da onda acústica viaja através da lama (chegada de fluido) e parte do revestimento acústico a onda é refratada para o espaço anular e a formação e recebida de volta (chegada da formação). A amplitude, medida diretamente ou como uma taxa de atenuação, é a medição da ligação primária e é usada para fornecer: estimativas quantitativas da resistência à compressão do cimento, índice de ligação, interpretação qualitativa da interface cimento-formação ou qualquer combinação das mesmas.

[0068] A resposta da ferramenta pode depender da impedância acústica do cimento que, por sua vez, é função da densidade e da velocidade. Com base em dados empíricos, o perfil pode ser calibrado diretamente em termos de resistência à compressão do cimento. No entanto, em cimentos espumados ou quando os aditivos exóticos são usados, essas calibrações podem ser imprecisas. Nessas situações, os usuários são aconselhados a consultar a empresa de serviços de perfilagem em relação às calibrações apropriadas. Uma apresentação típica de perfil de cimento pode incluir: uma curva de correlação (raio gama), tempo de percurso (μs), amplitude (mV), curvas de atenuação (dB/pés), uma exibição de forma de onda completa (μs) ou combinações das mesmas. A apresentação da forma de onda acústica completa auxilia na resolução de ambiguidades de ligação decorrentes do uso de uma medição de amplitude sozinha e fornece informações qualitativas sobre a ligação cimento-formação. As exibições de forma de onda podem estar em: formatos de densidade variável (VDL) ou intensidade (também chamados de microssismogramas), ondas de osciloscópio (também conhecidas como x-y ou "assinatura") ou uma combinação das mesmas. A densidade variável é uma exibição de tempo de profundidade contínua da amplitude de forma de onda completa apresentada como tons de preto e branco. As amplitudes de formas de onda positivas são mostradas como faixas escuras e amplitudes negativas como faixas cinza ou brancas; o contrário é proporcional à amplitude. Em um perfil de densidade variável, as chegadas de tubos e fluidos livres (se presentes) são facilmente identificadas como linhas retas escuras e claras (indicando propriedades acústicas homogêneas) em ambos os lados da tela. O padrão em zigue-zague, ondulado ou divisa entre essas duas chegadas é o sinal de formação (indicando tempo de trânsito acústico variável). Em casos de ligação fraca, os sinais do colar de revestimento também podem ser identificados como padrões "w" (anomalias).

[0069] Um trabalho de cimento de revestimento pode resultar em uma ou mais das seguintes situações: tubo livre, boa ligação, adesão apenas ao revestimento, ligação parcial ou qualquer combinação dos mesmos. Por exemplo, em um primeiro cenário, tubo livre, não há ligação de cimento entre o revestimento e o cimento. Consequentemente, não há acoplamento acústico com a formação e a maior parte da energia acústica transmitida é confinada ao revestimento e ao fluido do poço. Como resultado, um sinal acústico de tubo livre tem vida longa, alta amplitude e/ou frequência uniforme.

[0070] Em um segundo cenário, boa ligação, o cimento é ligado ao revestimento e à formação para fornecer um bom acoplamento acústico e a maior parte da energia acústica é transmitida para a formação, resultando em poucos sinais (fracos) a inexistentes e pouca amplitude até a chegada do forte sinal de formação.

[0071] Em um terceiro cenário, a ligação apenas ao revestimento é uma condição comum em que o cimento é ligado ao revestimento, mas não à formação. Isso pode ocorrer porque o bolo de lama seca e encolhe longe do cimento ou porque o cimento não se uniu ao bolo de lama em formações fracamente consolidadas. Nesta situação, a energia que percorre através do revestimento é atenuada drasticamente devido à bainha de cimento altamente atenuante. Ao mesmo tempo, o espaço anular fora da bainha de cimento fornece um acoplamento acústico ruim. O resultado é que pouca energia é transferida para o fluido do espaço anular e praticamente nenhuma é transferida para a formação. Esta condição é indicada pela falta de energia de formação que chega posteriormente. Uma resposta semelhante pode ser causada pela presença de gás de formação em zonas rasas de alta porosidade.

[0072] Em um quarto cenário, ligação parcial, existe um espaço dentro de um revestimento de outra forma bem ligado. Isso pode ocorrer com a presença de um espaço microanular ou canais dentro do cimento. A forma de onda resultante é composta de um sinal de revestimento e um sinal de formação; o sinal de revestimento chega primeiro, seguido pelo sinal de formação.

[0073] Quando ocorre a canalização, a canalização é geralmente localizada e não uniforme; isto é, a canalização ocorre em intervalos relativamente curtos e pode ser frequentemente identificada por variações na resposta de amplitude. A canalização é significativa porque impede uma vedação hidráulica. Por outro lado, um espaço microanular (uma pequena folga entre o revestimento e a bainha de cimento) pode se estender por longas seções do revestimento, mas pode não impedir uma vedação hidráulica. O espaço microanular pode resultar da expansão térmica ou contração do tubo durante a cimentação ou a presença de contaminantes, como graxa ou verniz de broca fresadora, na superfície externa do revestimento. Uma prática comum é executar os perfis de ligação de cimento com o revestimento sob pressão para expandir o revestimento contra o cimento, diminuindo assim qualquer espaço microanular que possa existir. Se a execução inicial do perfil não estiver sob pressão e o perfil indicar uma ligação ruim, a presença de um espaço microanular pode ser avaliada executando um segundo perfil de ligação sob pressão para verificar se há uma diferença. A pressurização do revestimento melhora o acoplamento acústico na formação e o sinal do revestimento diminui e o sinal de formação se torna mais óbvio. No entanto, se existir apenas canalização, a pressurização do revestimento não alterará significativamente o perfil. Ao realizar uma avaliação do cimento, são essenciais informações sobre o tipo de cimento utilizado. Por exemplo, cimentos de espuma, que intencionalmente criam espaços vazios no cimento curado, podem ser mal interpretados como ligação parcial se o cimento normal for assumido.

[0074] As ferramentas e métodos de avaliação de cimento radial foram desenvolvidos para superar algumas limitações das ferramentas convencionais de ligação de cimento e para permitir uma avaliação mais precisa da distribuição de cimento atrás do revestimento, fornecendo a localização precisa da ligação e canalização parciais. Essas ferramentas usam um ou mais transdutores sensíveis azimutalmente para avaliar a qualidade do cimento em torno da circunferência do revestimento. Os dados dessas ferramentas são apresentados como curvas de perfil individuais ou como imagens azimutais ("mapas") da qualidade do cimento geradas pela interpolação entre as medições azimutais individuais. Além disso, cada projeto de ferramenta também fornece uma medição convencional da forma de onda VDL de 5 pés para fornecer as informações sobre a ligação cimento- formação.

[0075] A ferramenta de avaliação radial pode incluir, entre outras, uma ferramenta do tipo televiewer que utiliza um único transdutor ultrassônico rotativo, uma ferramenta com transdutores circulares de pulso/eco ultrassônicos dispostos em um padrão helicoidal fixo em torno da sonda, uma ferramenta de vários painéis que fornece seis medidas de atenuação compensada, uma ferramenta que inclui um arranjo de oito pares TR dispostos azimutalmente ao redor da sonda e fornece amplitude de CBL compensada ou qualquer combinação dos mesmos.

[0076] As ferramentas ultrassônicas calculam a impedância acústica do material além do revestimento. Para fazer isso, os pulsos acústicos repetidos são direcionados ao revestimento para fazê-lo ressoar em seu modo de espessura e o nível de energia (atenuação) da onda refletida em decomposição é medido. Uma boa ligação de cimento ao revestimento produz um amortecimento rápido (maior impedância) dessa ressonância; baixa ligação de cimento resulta em maior decaimento de ressonância (menor impedância). As medições desses dispositivos são influenciadas pelos mesmos fatores que os dispositivos de televiewer de furo aberto.

[0077] O dispositivo de almofada faz várias medições que têm curto espaçamento, são compensadas e/ou têm atenuação azimutal. Como as almofadas estão em contato direto com o revestimento, ao contraste das medições ultrassônicas, as medições não são afetadas por: gás no poço, formações rápidas, condições de lama pesada, menor excentricidade da ferramenta ou qualquer combinação das mesmas.

[0078] A atenuação em cada segmento é medida em duas direções usando um par de receptores acústicos e dois transmissores. As duas medições são combinadas para formar um resultado que compensa a rugosidade da superfície e/ou os efeitos de um cimento residual menor no interior do revestimento.

[0079] Os elementos de transmissão e a sequência de disparo são controlados para direcionar (orientar) e aprimorar a saída de energia acústica dos transmissores de almofada e do transmissor VDL. Isso tem o efeito de melhorar a intensidade do sinal das chegadas tanto do revestimento quanto do cimento para a formação, respectivamente. Essa técnica melhora a interpretação da VDL, particularmente em formações flexíveis nas quais o VDL padrão pode ser lavado.

[0080] O uso de novos cimentos de alta densidade, espuma e complexos de alto desempenho está aumentando. No entanto, a presença de gás nas pastas de cimento, como um componente inerte ou como contaminação, pode afetar seriamente a interpretação da ferramenta ultrassônica. Os novos métodos de interpretação integram medições ultrassônicas e de atenuação de ferramentas convencionais para fornecer uma avaliação aprimorada do cimento nessas condições. A mais recente ferramenta ultrassônica possui um transdutor de pulso-eco convencional mais um transmissor de flexão e dois receptores de flexão que fornecem maior profundidade de investigação. As técnicas de interpretação que combinam essas diferentes medidas fornecem uma avaliação aprimorada em cimentos leves, especialmente no espaço anular, além da ligação cimento-revestimento.

[0081] Os perfis convencionais de ligação de cimento (CBLs) podem incluir, entre outros, um transmissor pulsado e vários receptores de energia acústica posicionados como um arranjo vertical de transdutores. O sinal acústico percorre através do fluido de poço, revestimento, cimento e a própria formação. O sinal é recebido, processado e exibido como um microssismograma. As formas de onda registradas são apresentadas juntamente com o tempo de percurso e uma curva de amplitude de revestimento, que exibe a amplitude do sinal acústico que percorreu através do revestimento, mas não através do cimento e formação. Os dados da forma de onda e da amplitude permitem que duas ligações sejam investigadas. Essas são as ligações entre revestimento e cimento e, em menor grau, entre o cimento e a formação. Uma exibição de forma de onda "reta" é tradicionalmente interpretada como sem ligação de cimento. As variações na exibição acústica são interpretadas como indicando a presença de cimento ligado. Essas exibições foram aprimoradas pela aplicação do processamento de variação estatística aos dados ultrassônicos. Os CBLs indicam a parte superior do cimento, onde há tubo não ligado, e indicam onde o tubo é bem cimentado. Entretanto, eles não são confiáveis como indicadores de vedação hidráulica pelo cimento, porque não podem detectar pequenos canais nele. Parte do problema é que os arranjos convencionais de transdutor CBL são verticais, enquanto os problemas de ligação precisam ser investigados circunferencialmente.

[0082] Em uma ou mais modalidades, uma ferramenta de ligação segmentada pode usar seis blocos, em cada um dos quais existe um arranjo de transdutor de receptores e transmissores de energia acústica. As almofadas estão em contato com o revestimento. A energia é transmitida em uma almofada e é recebida em uma almofada adjacente. O espaçamento entre as almofadas é tal que a primeira chegada é a onda que passou pelo revestimento. A taxa de atenuação pode ser calculada em cada segmento de 60 ° da circunferência do revestimento. Uma alta taxa de atenuação é indicativa de uma boa ligação de cimento ao revestimento e de uma ausência de canais no interior do cimento. O método permite que zonas localizadas de boa vedação hidráulica sejam identificadas de maneira independente do tipo de fluido de poço. A ligação entre o cimento e a formação é investigada através de um arranjo de receptores do tipo CBL para apresentação de trem de ondas.

[0083] As ferramentas ultrassônicas podem ser superiores aos CBLs acústicos, embora as ferramentas ultrassônicas possam permanecer afetadas adversamente por lamas altamente atenuantes e geralmente são agrupadas como "ferramentas de avaliação de cimento". Em algum exemplo, uma ferramenta ultrassônica disponível comercialmente para avaliação de cimento pode incluir um arranjo de oito transdutores ultrassônicos que permitem uma inspeção radial limitada do revestimento e seu espaço anular. Algumas ferramentas possuem um único transdutor rotativo que incorpora a fonte e o receptor de energia ultrassônica. A ferramenta deve estar centralizada. Os dados para inspeção circunferencial do revestimento, conforme discutido e descrito anteriormente, e para a avaliação da ligação de cimento são obtidos na mesma passagem de perfilagem. A energia acústica é refletida em interfaces que correspondem a alterações na impedância acústica (o produto da velocidade e densidade acústicas). A primeira reflexão está no próprio revestimento. A segunda reflexão pode estar na parte externa do revestimento. Se o cimento estiver ligado ao revestimento, haverá uma forte reflexão. Se houver cimento ou água por trás do revestimento, haverá um reflexo fraco. A forma de onda recebida é a soma da forma de onda refletida da ruptura original e a forma de onda em decomposição exponencialmente da energia ressonante que fica presa entre as bordas interna e externa do revestimento. Analisando toda a forma de onda, um mapa de impedância acústica do cimento pode ser construído. Este mapa pode indicar a presença de canais e suas orientações. Em outro exemplo, uma ferramenta ultrassônica pode operar dentro de uma faixa de cerca de 200 Hz a cerca de 700 Hz e fornecer uma cobertura completa de alta resolução da integridade do revestimento e do cimento. Os canais tão estreitos quanto 1,2 polegada podem ser detectados. Em alguns exemplos, a ferramenta ultrassônica pode operar pode ser operada com uma ferramenta CBL. Por exemplo, a ferramenta CBL pode ler valores de baixa amplitude em cimentos contaminados por gás. A ferramenta ultrassônica não pode distinguir entre cimento cheio de gás e fluidos, mas a ferramenta ultrassônica pode quantificar a impedância acústica do cimento. Portanto, a presença de cimento contaminado com gás é indicada onde a ferramenta CBL lê baixa e a ferramenta ultrassônica indica fluidos. Se houver apenas gás atrás do revestimento, a ferramenta CBL lê alto e a ferramenta ultrassônica mostra gás.

[0084] Além das modalidades descritas anteriormente, as modalidades da presente divulgação se referem ainda a um ou mais dos seguintes parágrafos: 1. Método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço compreendendo: medir um parâmetro de operação do furo de poço; medir uma característica do tubular duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica for medida; determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, a análise de integridade do tubular compreendendo limitações de parâmetros para o tubular; e determinar se a integridade do tubular está dentro ou fora das limitações do parâmetro; e em que se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro, determinar uma duração de integridade para o tubular, ou se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro, determinar um local no tubular para perda da integridade do tubular.

[0085] 2. Método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço compreendendo: medir um parâmetro de operação do furo de poço; medir uma característica do tubular duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica é medida; determinar uma taxa de alteração da característica do tubular a partir de dois ou mais dos perfis de integridade; determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, a análise de integridade do tubular compreendendo limitações de parâmetros para o tubular; e: determinar uma duração de integridade para o tubular se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro; ou determinar um local no tubular para perda de integridade do tubular se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro.

[0086] 3. Método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço compreendendo: medir um parâmetro de operação do furo de poço; medir uma característica do tubular duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica for medida; determinar uma taxa de alteração da característica do tubular a partir de dois ou mais dos perfis de integridade; determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, a análise de integridade do tubular compreendendo limitações de parâmetros para o tubular; determinar um local no tubular para perda de integridade do tubular se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro; realizar um estudo preventivo e de risco do furo de poço e da terra circundante adjacente ao furo de poço para produzir um padrão; determinar que uma ação preventiva ou uma análise de risco está fora do padrão do estudo preventivo e de risco; e mudar pelo menos uma porção do tubular ou tampar o furo de poço.

[0087] 4. Sistema para executar um método de avaliação da integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço, o sistema compreendendo: um dispositivo de teste configurado para medir a característica do tubular duas ou mais vezes para produzir o perfil de integridade cada vez que a característica for medida; um sensor acoplado operacionalmente a um cabo de fibra óptica e configurado para medir o parâmetro de operação; e um programa transitório configurado para calcular uma análise de integridade do tubular a partir dos perfis de integridade e do parâmetro de operação; e o método, compreendendo: medir um parâmetro de operação do furo de poço; medir uma característica do tubular duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica for medida; determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, a análise de integridade do tubular compreendendo limitações de parâmetros para o tubular; e determinar se a integridade do tubular está dentro ou fora das limitações do parâmetro; e em que se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro, determinar uma duração de integridade para o tubular, ou se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro, determinar um local no tubular para perda da integridade do tubular.

[0088] 5. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 4, em que a determinação da análise de integridade do tubular compreende o cálculo de uma taxa de alteração da característica do tubular.

[0089] 6. O método e/ou sistema do parágrafo 5, em que a característica do tubular compreende pelo menos um de corrosão no tubular, rugosidade no tubular, poços no tubular, deformação do tubular, escamas no tubular, restrições de fluxo no interior da tubular, restrições de fluxo na espessura da parede tubular, tubular, diâmetro interno tubular ou qualquer combinação das mesmas.

[0090] 7. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 6, em que o parâmetro de operação compreende uma propriedade de um fluido dentro do tubular e em que o parâmetro de operação compreende pelo menos um de temperatura, pressão, vazão, densidade, composição, pH ou qualquer combinação dos mesmos.

[0091] 8. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 7, em que o parâmetro de operação compreende uma propriedade fora do tubular e em que o parâmetro de operação é pelo menos um de temperatura, pressão, composição ou qualquer combinação dos mesmos.

[0092] 9. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 8, em que a medição do parâmetro de operação com um sensor está operacionalmente acoplado a um cabo de fibra óptica.

[0093] 10. O método e/ou o sistema do parágrafo 9, em que o cabo de fibra óptica está posicionado dentro ou fora do tubular e em que o sensor é pelo menos um entre um sensor de pressão, um sensor de temperatura, um sensor de taxa de fluxo, um medidor de pH, um sensor acústico, um sensor de vibração, um sensor sísmico ou qualquer combinação dos mesmos.

[0094] 11. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 10, em que medir a característica do tubular compreende ainda introduzir um dispositivo de teste no tubular e medir a característica do tubular duas ou mais vezes com o dispositivo de teste para produzir o perfil de integridade sempre que a característica for medida.

[0095] 12. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 11, compreendendo ainda realizar a análise de integridade do tubular a partir dos perfis de integridade e parâmetro de operação usando um programa transitório.

[0096] 13. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 12, em que o furo de poço está em comunicação fluida com pelo menos uma de uma formação subterrânea, um poço de produção, um poço de armazenamento, um poço de injeção, um poço de descarte, um domo salino ou qualquer combinação dos mesmos.

[0097] 14. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 13, em que o furo de poço está em comunicação fluida com um poço de produção compreendendo pelo menos um de hidrocarboneto, óleo, gás natural ou qualquer combinação dos mesmos.

[0098] 15. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 14, em que o furo de poço está em comunicação fluida com um poço de armazenamento compreendendo pelo menos um de hidrocarboneto, óleo, gás natural, dióxido de carbono, resíduos de fluidos ou qualquer combinação dos mesmos.

[0099] 16. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 15, em que a integridade do tubular e a duração da integridade estão dentro das limitações dos parâmetros e compreendem ainda a preparação de um relatório de avaliação finalizado contendo a integridade do tubular e a duração da integridade.

[00100] 17. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 16, em que a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro e a duração da integridade está fora das limitações do parâmetro, e compreendendo ainda: medir o parâmetro de operação novamente; medir a característica do tubular novamente para produzir outro perfil de integridade; e recalcular a análise de integridade do tubular para o tubular usando todos os perfis de integridade medidos e parâmetros de operação.

[00101] 18. O método e/ou o sistema de qualquer um dos parágrafos 1 a 17, em que a integridade do tubular está fora das limitações dos parâmetros e compreende ainda realizar um estudo preventivo e de risco do furo de poço e da terra circundante adjacente ao furo de poço para produzir um padrão.

[00102] 19. O método e/ou o sistema do parágrafo 18, em que o estudo preventivo e de risco compreende pelo menos um estudo de perigo e operacionalidade (HAZOP), uma análise de risco ou uma combinação dos mesmos.

[00103] 20. O método e/ou o sistema do parágrafo 18, compreendendo ainda determinar se uma ação preventiva ou uma análise de risco está dentro ou fora do padrão do estudo preventivo e de risco.

[00104] 21. O método e/ou o sistema do parágrafo 20, em que pelo menos uma das ações preventivas ou análise de risco está dentro do padrão do estudo preventivo e de risco e compreende ainda preparar um relatório de avaliação finalizado contendo pelo menos uma das ações preventivas, a análise de risco ou uma combinação dos mesmos.

[00105] 22. O método e/ou o sistema do parágrafo 20, em que a ação preventiva e a análise de risco estão fora do padrão do estudo preventivo e de risco e compreendem ainda alterar pelo menos uma porção do tubular ou tampar o furo de poço.

[00106] Uma ou mais modalidades específicas da presente divulgação foram descritas. Em um esforço para fornecer uma descrição concisa dessas modalidades, não é possível descrever todas as características de uma implementação real no relatório descritivo. Deve-se reconhecer que no desenvolvimento de qualquer implementação real, como em qualquer engenharia ou projeto, decisões específicas de inúmeras implementações devem ser feitas para atingir metas específicas dos criadores, como o cumprimento das restrições relacionadas com o sistema e relacionados aos negócios, que podem variar de uma aplicação para outra. Além disso, deve-se reconhecer que um esforço de desenvolvimento como este pode ser complexo e demorado, mas, apesar disso, seria uma tarefa rotineira de projeto, fabricação e produção para os versados na técnica com o benefício desta divulgação.

[00107] Na discussão a seguir e nas reivindicações, os artigos "um", "uma" e "o(a)" devem significar que há um ou mais dos elementos. Os termos "incluindo", "compreendendo", "tendo" e variações dos mesmos são usados de uma forma aberta e, portanto, devem ser interpretados como significando "incluindo, entre outros ...". Além disso, qualquer uso de qualquer forma dos termos "conectar", "engajar", "acoplar", "acoplar", "acoplar", "montar" ou qualquer outro termo que descreva uma interação entre elementos deve significar um efeito indireto ou uma interação direta entre os elementos descritos. Além disso, como aqui usados, os termos "axial" e "axialmente" geralmente significam longitudinal ou em paralelo a um eixo central (por exemplo, o eixo central de um corpo ou de uma porta), enquanto os termos "radial" e "radialmente" geralmente significam perpendicular ao eixo central. O uso de "superior", "inferior", "acima", "abaixo", "superior", "inferior", "superior", "inferior", "vertical", "horizontal" e variações desses termos é feito por conveniência, mas não requer nenhuma orientação particular dos componentes.

[00108] Certos termos são usados ao longo da descrição e das reivindicações para se referir a características ou componentes particulares. Como será entendido por um versado na técnica, diferentes pessoas podem se referir à mesma característica ou componente por nomes diferentes. Este documento não pretende fazer distinção entre os componentes ou as características que diferem em nome, mas não em função.

[00109] A referência ao longo deste relatório descritivo a "a modalidade", "uma modalidade", "uma modalidade", "algumas modalidades", "determinadas modalidades" ou linguagem semelhante significa que um recurso, estrutura ou característica particular descrita em conjunto com a modalidade pode ser incluída em pelo menos uma modalidade da presente divulgação. Assim, estas frases ou linguagem semelhantes ao longo deste relatório descritivo podem, mas não necessariamente, se referir à mesma modalidade.

[00110] As modalidades divulgadas não devem ser interpretadas, ou de outro modo utilizadas, como limitativas do âmbito da divulgação, incluindo as reivindicações. Será completamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades discutidas podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação adequada para produzir os resultados desejados. Além disso, um versado na técnica entenderá que a descrição tem ampla aplicação e a discussão de qualquer modalidade se destina apenas a ser exemplificativa dessa modalidade e não se destina a sugerir que o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações, é limitado a essa modalidade.

Claims (14)

1. Método para avaliar a integridade de um tubular (111) localizado dentro de um furo de poço (112), compreendendo: medir um parâmetro de operação do furo de poço (112); medir uma característica do tubular (111) duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica é medida; determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular (111) usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, a análise de integridade do tubular compreendendo limitações de parâmetros para o tubular (111); e determinar se a integridade do tubular está dentro ou fora das limitações do parâmetro; e em que se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro, então determinar uma duração de integridade para o tubular (111), ou se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro, então determinar um local no tubular (111) para perda da integridade do tubular; caracterizado pelo fato de que a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro e a duração da integridade está fora das limitações do parâmetro e compreendendo ainda: medir o parâmetro de operação novamente; medir a característica do tubular (111) novamente para produzir outro perfil de integridade; e recalcular a análise de integridade do tubular para o tubular (111) usando todos os perfis de integridade medidos e parâmetros de operação.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação da análise de integridade do tubular compreende o cálculo de uma taxa de alteração da característica do tubular (111).

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a característica do tubular (111) compreende pelo menos um de corrosão no tubular (111), rugosidade no tubular (111), poços no tubular (111), deformação do tubular (111), escamas no tubular (111), restrições de fluxo no interior da tubular (111), restrições de fluxo na espessura da parede tubular, diâmetro interno tubular ou qualquer combinação das mesmas.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro de operação compreende uma propriedade de um fluido dentro do tubular (111), uma propriedade fora do tubular (111), temperatura, pressão, vazão, densidade, composição, pH ou qualquer combinação dos mesmos.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a medição do parâmetro de operação compreende medir o parâmetro de operação com um sensor operável acoplado a um cabo de fibra óptica (135) posicionado dentro ou fora do tubular (111) e em que o sensor é pelo menos um de um sensor de pressão, um sensor de temperatura, um sensor de taxa de fluxo, um medidor de pH, um sensor acústico, um sensor de vibração, um sensor sísmico, ou qualquer combinação dos mesmos.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a medição da característica do tubular (111) compreende ainda introduzir um dispositivo de teste (190) no tubular (111) e medir a característica do tubular (111) duas ou mais vezes com o dispositivo de teste (190) para produzir o perfil de integridade sempre que a característica for medida.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda realizar a análise de integridade do tubular a partir dos perfis de integridade e parâmetro de operação usando um meio não- transitório legível por computador.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o furo de poço (112) está em comunicação fluida com pelo menos uma de uma formação subterrânea, um poço de produção, um poço de armazenamento, um poço de injeção, um poço de descarte, um domo salino ou qualquer combinação dos mesmos.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a integridade do tubular e a duração da integridade estão dentro das limitações dos parâmetros e compreendem ainda a preparação de um relatório de avaliação finalizado contendo a integridade do tubular e a duração da integridade.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a integridade do tubular está fora das limitações dos parâmetros e compreende ainda realizar um estudo preventivo e de risco do furo de poço (112) e da terra circundante adjacente ao furo de poço (112) para produzir um padrão.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda determinar se uma ação preventiva ou uma análise de risco está dentro ou fora do padrão do estudo preventivo e de risco.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma da ação preventiva ou da análise de risco está dentro do padrão do estudo preventivo e de risco e compreendendo ainda preparar um relatório de avaliação finalizado contendo pelo menos uma da ação preventiva, da análise de risco ou uma combinação dos mesmos.

13. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a ação preventiva e a análise de risco estão fora do padrão do estudo preventivo e de risco e compreendendo ainda mudar uma porção do tubular (111) ou obstruir o furo de poço (112).

14. Sistema (100) para executar um método para avaliar a integridade de um tubular (111) localizado dentro de um furo de poço (112), o sistema (100) compreendendo: um dispositivo de teste (190) configurado para medir a característica do tubular (111) duas ou mais vezes para produzir o perfil de integridade cada vez que a característica for medida; um sensor acoplado operacionalmente a um cabo de fibra óptica (135) e configurado para medir o parâmetro de operação; e um meio não-transitório legível por computador configurado para calcular uma análise de integridade do tubular a partir dos perfis de integridade e do parâmetro de operação; e o método compreendendo: medir um parâmetro de operação do furo de poço (112); medir uma característica do tubular (111) duas ou mais vezes para produzir um perfil de integridade cada vez que a característica é medida; determinar uma análise de integridade do tubular para o tubular (111) usando os perfis de integridade e o parâmetro de operação, a análise de integridade do tubular compreendendo limitações de parâmetros para o tubular (111); e determinar se a integridade do tubular está dentro ou fora das limitações do parâmetro; e em que se a integridade do tubular estiver dentro das limitações do parâmetro, então determinar uma duração de integridade para o tubular (111), ou se a integridade do tubular estiver fora das limitações do parâmetro, então determinar um local no tubular (111) para perda da integridade do tubular; caracterizado pelo fato de que a integridade do tubular está dentro das limitações do parâmetro e a duração da integridade está fora das limitações do parâmetro e compreendendo ainda: medir o parâmetro de operação novamente; medir a característica do tubular (111) novamente para produzir outro perfil de integridade; e recalcular a análise de integridade do tubular para o tubular (111) usando todos os perfis de integridade medidos e parâmetros de operação.