BR112020011751A2

BR112020011751A2 - métodos e sistemas para monitoramento de características reológicas de fluido de perfuração

Info

Publication number: BR112020011751A2
Application number: BR112020011751-0A
Authority: BR
Inventors: Daniela Martins Marum; Brian Ochoa
Original assignee: Baker Hughes Holdings Llc
Priority date: 2017-12-12
Filing date: 2018-12-11
Publication date: 2020-11-17
Also published as: NO20200737A1; GB2583275A8; US20190178770A1; GB2583275B; GB2583275A; WO2019118431A1; US11378506B2; GB202009602D0

Abstract

A presente invenção se refere a sistemas e a métodos para determinar características reológicas de um fluido utilizado em uma operação de subsuperfície. Os métodos incluem medir temperatura, pressão e pelo menos uma dentre uma vazão e uma velocidade de fluxo do fluido em um primeiro circuito de fluido. Um modelo é baseado na temperatura, nas pressões e na vazão ou velocidade de fluxo. A característica reológica do fluido em um segundo circuito de fluido é determinada por meio da medição de uma temperatura e uma vazão e/ou velocidade de fluxo no segundo circuito de fluido. A característica reológica do fluido é calculada com base no modelo que emprega a temperatura e a vazão/velocidade de fluxo do segundo circuito de fluido.

Description

"MÉTODOS E SISTEMAS PARA MONITORAMENTO DE CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO" REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS DE DEPÓSITO CORRELATOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido US nº 62/597503, depositado em 12 de dezembro de 2017, que está incorporado na presente invenção, a título de referência, em sua totalidade.

ANTECEDENTES

1. Campo da invenção

[0002] A presente invenção se refere, de modo geral, a operações de subsuperfície e monitoramento de características reológicas de fluido usadas para realizar operações de subsuperfície.

2. Descrição da técnica relacionada

[0003] Os poços inacabados são perfurados profundamente na terra para muitas aplicações como sequestro de dióxido de carbono, produção geotérmica, e exploração e produção de hidrocarbonetos. Em todas as aplicações, os poços inacabados são perfurados de modo que eles passem através de ou que possibilitem o acesso de energia ou um material (por exemplo calor, um gás ou fluido) contido em uma formação localizada abaixo da superfície terrestre. Diferentes tipos de ferramentas e instrumentos podem ser dispostos nos poços inacabados para realizar diversas tarefas e medições.

[0004] Quando a realização de operações de subsuperfície e, particularmente, durante operação de perfuração, é importante conhecer as características de fluido do fluido de perfuração. Tais informações podem possibilitar decisões informadas de perfuração. — Consequentemente, — mecanismos — aprimorados para monitorar características reológicas de fluido podem ser vantajosos.

SUMÁRIO

[0005] São revelados na presente invenção sistemas e métodos para monitorar características reológicas de fluido. Os métodos incluem medir temperatura,

pressão e pelo menos uma dentre uma vazão e uma velocidade de fluxo do fluido em um primeiro circuito de fluido. Un modelo é baseado na temperatura, nas pressões e na vazão ou na velocidade de fluxo. A característica reológica do fluido em um segundo circuito de fluido é determinada por meio da medição de uma temperatura e uma vazão e/ou velocidade de fluxo no segundo circuito de fluido. À característica reológica do fluido é calculada com base no modelo que emprega a temperatura e a vazão/velocidade de fluxo do segundo circuito de fluido.

[0006] Os sistemas incluem uma primeira passagem de fluido em um circuito de fluido e um primeiro sensor de pressão e um segundo sensor de pressão, sendo o primeiro e o segundo sensores de pressão separados por um primeiro comprimento ao longo da primeira passagem de fluido e configurados para medir um primeiro valor de pressão e um segundo valor de pressão, respectivamente. Uma segunda passagem de fluido é conectada de modo fluido à primeira passagem de fluido e um terceiro sensor de pressão e um quarto sensor de pressão, sendo o terceiro e o quarto sensores de pressão separados por um segundo comprimento ao longo da segunda passagem de fluido e configurados para medir um terceiro valor de pressão e um quarto valor de pressão, respectivamente. Uma terceira passagem de fluido é conectada de modo fluido à segunda passagem de fluido, com um quinto sensor de pressão e um sexto sensor de pressão, sendo o quinto e o sexto sensores de pressão separados por um terceiro comprimento ao longo da terceira passagem de fluido e configurados para medir um quinto valor de pressão e um sexto valor de pressão, respectivamente. Um sensor de temperatura é configurado para medir uma primeira temperatura. Ao menos um dentre uma bomba de fluido e um medidor de fluxo é configurado para fornecer uma dentre uma vazão e uma velocidade de fluxo. Um processador é configurado para receber o primeiro, o segundo, o terceiro, o quarto, o quinto e o sexto valores de pressão, a primeira temperatura, ao menos uma dentre a primeira vazão e a primeira velocidade de fluxo, e criar um modelo com base no mesmo, o processador configurado adicionalmente para determinar a característica reológica usando o modelo.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0007] O assunto, que é considerado como a invenção, é particularmente descrito e distintamente reivindicado nas reivindicações ao final deste relatório descritivo. O supracitado e outras características e vantagens da invenção ficarão evidentes a partir da descrição detalhada a seguir tomada em conjunto com os desenhos em anexo, sendo que elementos semelhantes são numerados de modo similar, em que:

[0008] A Figura 1 é um exemplo de um sistema para realizar operações de subsuperfície que pode empregar modalidades da presente revelação;

[0009] A Figura 2A é uma ilustração esquemática de um sistema de monitoramento de fluido, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0010] A Figura 2B é uma ilustração ampliada de uma porção do sistema de monitoramento de fluido da Figura 2A, indicada pela caixa 2B mostrada na Figura 2A;e

[0011] A Figura 3 é um processo de fluxo, de acordo com uma modalidade da presente revelação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0012] A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema para realizar operações de subsuperfície (por exemplo no fundo do poço, na terra ou abaixo de outra superfície e em uma formação). O sistema para realizar operações de subsuperfície pode ser, por exemplo, um sistema de perfuração, um sistema de conclusão, um sistema de reentrada ou um sistema de produção. Conforme mostrado, o sistema é um sistema de perfuração 10 que inclui uma coluna de perfuração 20 que tem um conjunto de perfuração 90, chamado também de "conjunto de fundo de poço" (BHA, de "bottom hole assembly"), transportado em um poço inacabado 26 (ou furo do poço) que penetra em uma formação da terra 60. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre de perfuração convencional 11 ereto em um piso 12 que suporta uma mesa giratória 14 que é girada por uma unidade motriz, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade de rotação desejada. A coluna de perfuração 20 inclui um tubo de perfuração 22, ou um tubular, se estendendo para baixo a partir da mesa giratória 14 e para dentro do poço inacabado 26. Uma ferramenta de desintegração 50, como uma broca de perfuração fixada à extremidade do conjunto de perfuração 90, desintegra as formações geológicas quando é girada para perfurar o poço 26. A coluna de perfuração é acoplada a um guincho de perfuração 30 através de uma junta do kelly 21, cabeça injetora 28, bloco de deslocamento 25 e linha 29 através de uma polia 23. Durante as operações de perfuração, o guincho 30 é operado para controlar o peso sobre a broca, o que afeta a taxa de penetração. A operação do guincho 30 é bem conhecida na técnica e não será, portanto, descrita em detalhe aqui.

[0013] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 31 (chamado também de "lama") proveniente de uma fonte ou tanque de lama 32 é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama 34, chamada também de bomba de fluido. O fluido de perfuração 31 passa para dentro da coluna de perfuração 20 através de um amortecedor de surtos de pressão 36, linha de fluido 38 e da junta do kelly 21. A linha de fluido 38 pode ser chamada também de uma linha de alimentação de lama, linha de fluido de lama ou linha de fluido de perfuração. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo do poço 51 através de uma abertura na ferramenta de desintegração 50. O fluido de perfuração 31 circula poço acima através do ânulo 27 entre a coluna de perfuração 20 e o poço 26 e retorna para o tanque de lama 32 através de uma linha de retorno 35. Um sensor S1 na linha 38 fornece informações sobre a vazão de fluido ou velocidade de fluxo. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 20 respectivamente fornecem informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração. Adicionalmente, um ou mais sensores (não mostrados) associados à linha 29 são usados para fornecer informações sobre a carga no gancho da coluna de perfuração 20 e sobre outros parâmetros desejados em relação à perfuração do poço de exploração 26. O sistema pode incluir adicionalmente um ou mais sensores de fundo de poço 70 situados na coluna de perfuração 20 e/ou no conjunto de perfuração 90.

[0014] Em algumas aplicações, a ferramenta de desintegração 50 é girada pela rotação do tubo de perfuração 22. Entretanto, em outras aplicações, um motor de perfuração 55 (como um motor de lama) disposto no conjunto de perfuração 90 é usado para girar a ferramenta de desintegração 50 e/ou para sobrepor ou suplementar a rotação da coluna de perfuração 20. Em qualquer um dos casos, a taxa de penetração (ROP, de "rate of penetration") da ferramenta de desintegração 50 na formação 60 para uma determinada formação e um conjunto de perfuração depende em grande parte do peso sobre a broca e da velocidade de rotação da ferramenta de desintegração 50. Em um aspecto da modalidade da Figura 1, o motor de perfuração 55 é acoplado à ferramenta de desintegração 50 através de um eixo de acionamento (não mostrado) disposto em um conjunto de mancal 57. Se um motor de lama for empregado como o motor de perfuração 55, o motor de lama gira a ferramenta de desintegração 50 quando o fluido de perfuração 31 passa pelo motor de perfuração 55 sob pressão. O conjunto de mancal 57 suporta as forças radial e axial da ferramenta de desintegração 50, o empuxo descendente do motor e a carga ascendente reativa a partir do peso aplicado sobre a broca. Os estabilizadores 58 acoplados ao conjunto de mancal 57 e em outros locais adequados na coluna de perfuração 20 agem como centralizadores, por exemplo, para a porção mais inferior do conjunto de motor de perfuração e outros tais locais adequados.

[0015] A unidade de controle de superfície 40 recebe sinais a partir dos sensores de fundo de poço 70 e dispositivos através de um sensor 43 colocado na linha de fluido 38, bem como a partir de sensores S1, S2, S3, sensores de carga de gancho, sensores para determinar a altura do bloco de deslocamento (sensores de altura de bloco) e quaisquer outros sensores usados no sistema e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 40. Por exemplo, pode ser usado um sistema de rastreamento de profundidade de superfície que usa a medição de altura de bloco para determinar um comprimento do poço inacabado (chamado também de profundidade medida do poço inacabado) ou a distância ao longo do poço inacabado a partir de um ponto de referência na superfície a um local predefinido na coluna de perfuração 20, como a ferramenta de desintegração 50 (por exemplo broca de perfuração), ou em qualquer outro local adequado na coluna de perfuração 20 (chamado também de profundidade medida desse local, por exemplo, profundidade medida da ferramenta de desintegração 50). A determinação da profundidade medida em um momento específico pode ser realizada mediante a adição da altura de bloco medida à soma dos comprimentos de todo o equipamento que já está no interior do furo do poço no momento da medição de altura de bloco, como, porém sem limitação, a tubos de perfuração 22, conjunto de perfuração 90 e ferramenta de desintegração 50. Os algoritmos de correção de profundidade podem ser aplicados à profundidade medida para obter informações de profundidade mais precisas. Os algoritmos de correção de profundidade, por exemplo, podem ser responsáveis por variações de comprimento devido ao alongamento ou compressão de tubo devido à temperatura, peso sobre a broca, curvatura de furo do poço e direção. Mediante o monitoramento ou medição repetida da altura de bloco, bem como comprimentos dos equipamentos que são adicionados à coluna de perfuração 20 durante a perfuração mais profunda na formação ao longo do tempo, são criados pares de informações de tempo e profundidade que possibilitam a estimativa da profundidade do poço 26 ou de qualquer local na coluna de perfuração 20 em qualquer determinado momento durante um período de monitoramento. Os esquemas de interpolação podem ser usados quando informações de profundidade são necessárias em um momento entre medições reais. Tais dispositivos e técnicas para o monitoramento de informações de profundidade por um sistema de rastreamento de profundidade de superfície são conhecidos na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhe na presente invenção.

[0016] A unidade de controle de superfície 40 exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em uma tela/monitor 42 para uso por um operador na plataforma de perfuração para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40 contém um computador que compreende uma memória para armazenar dados, programas de computador, modelos e algoritmos acessíveis por um processador no computador, um gravador, como unidade de fita, unidade de memória, etc. para registrar dados e outros periféricos. A unidade de controle de superfície 40 pode incluir também modelos de simulação para uso pelo computador para processar dados de acordo com as instruções programadas. A unidade de controle responde a comandos de usuário inseridos através de um dispositivo adequado, como um teclado. A unidade de controle 40 pode emitir certas informações através de um dispositivo de saída, como uma tela, uma impressora, uma saída acústica, etc., conforme será entendido pelos versados na técnica. A unidade de controle 40 é adaptada para ativar alarmes 44 quando certas condições de operação inseguras ou indesejáveis ocorrem.

[0017] O conjunto de perfuração 90 pode conter também outros sensores e dispositivos ou ferramentas para fornecer uma variedade de medições relacionadas à formação 60 que circunda o poço inacabado 26 e para perfurar o poço inacabado 26 ao longo de uma trajetória desejada. Tais dispositivos podem incluir um dispositivo para medir as propriedades de formação, como a resistividade de formação ou a intensidade de raios gama da formação ao redor do poço 26 próximo e/ou na frente do dispositivo de desintegração 50 e dispositivos para determinar a inclinação, azimute e/ou posição da coluna de perfuração. Um dispositivo de perfilagem durante perfuração (LWD, de "logging-while-drilling") para medir as propriedades de formação, como uma ferramenta de resistividade de formação 64 ou um dispositivo de raios gama 76 para medir a intensidade de raios gama da formação, produzido de acordo com uma modalidade aqui descrita, pode ser acoplado à coluna de perfuração 20 incluindo o conjunto de perfuração 90 em qualquer local adequado. Por exemplo, o acoplamento pode ser acima de um subconjunto de partida inferior 62 para estimar ou determinar a resistividade da formação 60 ao redor da coluna de perfuração 20 incluindo o conjunto de perfuração 90. Um outro local pode ser próximo ou na frente da ferramenta de desintegração 50, ou em outros locais adequados. Uma ferramenta de levantamento direcional 74 que pode compreender meios para determinar a direção do conjunto de perfuração 90 em relação a uma direção de referência (por exemplo, norte magnético, direção vertical para baixo ou para cima, etc), como um magnetômetro, gravímetro/acelerômetro, giroscópio, etc. pode ser adequadamente colocada para determinar a direção do conjunto de perfuração, como a inclinação, o azimute e/ou a face da ferramenta do conjunto de perfuração. Qualquer ferramenta de levantamento direcional adequada pode ser usada. Por exemplo, a ferramenta de levantamento direcional 74 pode usar um gravímetro, um magnetômetro ou um dispositivo giroscópico para determinar a direção da coluna de perfuração (por exemplo, inclinação, azimute e/ou face de ferramenta). Tais dispositivos são conhecidos na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhe na presente invenção.

[0018] A direção do conjunto de perfuração pode ser monitorada ou repetidamente determinada para possibilitar, em conjunto com as medições de profundidade, conforme descrito acima, a determinação de uma trajetória de furo do poço em um espaço tridimensional. No exemplo de configuração descrito acima, o motor de perfuração 55 transfere energia para a ferramenta de desintegração 50 através de um eixo de acionamento (não mostrado) como um eixo de acionamento oco, que possibilita também que o fluido de perfuração 31 passe do motor de perfuração 55 para a ferramenta de desintegração 50. Em modalidades alternativas, uma ou mais das partes descritas acima podem aparecer em uma ordem diferente, ou podem ser omitidas do equipamento descrito acima.

[0019] Ainda com referência à Figura 1, outros dispositivos de perfilagem durante perfuração (LWD, de "logging-while-drilling") (geralmente identificado na presente invenção pelo número 77), como dispositivos para medir propriedades de rocha ou de fluido, como, porém sem limitação, porosidade, permeabilidade, densidade, saturação salina, viscosidade, permissividade, velocidade do som, etc. podem ser colocados em locais adequados no conjunto de perfuração 90 para fornecer informações úteis para avaliar as formações de subsuperfície 60 ou de fluidos ao longo do poço 26. Tais dispositivos podem incluir, porém sem limitação, ferramentas acústicas, ferramentas nucleares, ferramentas de ressonância magnética nuclear, ferramentas de permissividade, e ferramentas de amostragem e teste de formação.

[0020] Os dispositivos acima observados podem armazenar dados em uma memória de fundo de poço e/ou transmitir dados para um sistema de telemetria de fundo de poço 72, que, por sua vez, transmite os dados recebidos poço-acima para a unidade de controle de superfície 40. O sistema de telemetria de fundo de poço 72 pode também receber sinais e dados a partir da unidade de controle de superfície 40 e pode transmitir tais sinais e dados recebidos para os dispositivos de fundo de poço adequados. Em um aspecto, um sistema de telemetria de pulso de lama pode ser usado para comunicação de dados entre os sensores de fundo de poço 70 e dispositivos e os equipamentos de superfície durante operações de perfuração. Um sensor 43 colocado na linha de fluido 38 pode detectar as variações de pressão de lama, como pulsos de lama, responsivas aos dados transmitidos pelo sistema de telemetria de fundo de poço

72. O sensor 43 pode gerar sinais (por exemplo, sinais elétricos) em resposta às variações de pressão de lama e pode transmitir tais sinais através de um condutor 45 ou no modo sem fio para a unidade de controle de superfície 40. Em outros aspectos, qualquer outro sistema de telemetria adequado pode ser usado para comunicação de dados unidirecional ou bidirecional entre a superfície e o conjunto de perfuração 90, incluindo, porém sem limitação, um sistema de telemetria sem fio, como um sistema de telemetria acústica, um sistema de telemetria eletromagnético, um tubo com fio ou qualquer combinação dos mesmos. O sistema de comunicação de dados pode usar repetidores na coluna de perfuração ou no furo do poço. Um ou mais tubos com fio podem ser compostos pela união de seções de tubo de perfuração, em que cada seção de tubo inclui um link de comunicação de dados que opera ao longo do tubo. A conexão de dados entre as seções de tubo pode ser feita por meio de qualquer método adequado, incluindo, porém sem limitação, conexões de linha elétrica ou óptica, incluindo métodos de acoplamento ressonante, capacitivo, de indução ou óptico. Um link de comunicação de dados pode também ser operado ao longo de um lado da coluna de perfuração 20, por exemplo, se o tubo enrolado em espiral for empregado.

[0021] O sistema de perfuração descrito até aqui se refere àqueles sistemas de perfuração que usam um tubo de perfuração para transportar o conjunto de perfuração 90 para o poço inacabado 26, sendo que o peso sobre a broca é controlado a partir da superfície, tipicamente mediante o controle da operação do guincho. Entretanto, um grande número dos atuais sistemas de perfuração, especialmente para perfuração de furos de poço altamente desviados e horizontais, usa tubo enrolado em espiral para transportar o conjunto de perfuração para a subsuperfície. Em tal aplicação, um propulsor é, às vezes, instalado na coluna de perfuração para fornecer a força desejada sobre a ferramenta de desintegração 50. Além disso, quando é usado um tubo enrolado, o tubo não é girado por uma mesa giratória, mas, de preferência, é injetado no furo do poço por um injetor adequado enquanto o motor de fundo de poço, como o motor de perfuração 55, gira a ferramenta de desintegração 50. Para a perfuração marítima, uma plataforma marítima ou uma embarcação é usada para suportar o equipamento de perfuração, incluindo a coluna de perfuração.

[0022] Ainda com referência à Figura 1, pode ser fornecida uma ferramenta de resistividade 64 que inclui, por exemplo, uma pluralidade de antenas incluindo, por exemplo, transmissores 66a ou 66b e receptores 68a ou 68b. A resistividade pode ser uma propriedade de formação que é de interesse na tomada de decisões de perfuração. Os versados na técnica irão observar que outras ferramentas de propriedade de formação podem ser empregadas com ou no lugar da ferramenta de resistividade 64.

[0023] A perfuração de liner ou perfuração de revestimento pode ser uma configuração ou operação usada para fornecer um dispositivo de desintegração que se torna cada vez mais atrativo na indústria de óleo e gás uma vez que tem várias vantagens em comparação com a perfuração convencional. Um exemplo de tal configuração é mostrado e descrito na patente de propriedade comum US nº

9.004.195, intitulada "Apparatus and Method for Drilling a Wellbore, Setting a Liner and Cementing the Wellbore During a Single Trip", que está incorporada ao presente documento a título de referência, em sua totalidade. É importante notar que, apesar de uma taxa de penetração relativamente baixa, o tempo para conduzir um liner até o alvo é reduzido devido ao fato de que o liner é assentado dentro do furo enquanto a perfuração do poço é feita simultaneamente. Isso pode ser benéfico em formações de expansão onde uma contração do poço perfurado pode dificultar uma instalação do liner posteriormente. Adicionalmente, a perfuração com liner em reservatórios esgotados e instáveis minimiza o risco de o tubo ou a coluna de perfuração ficar presa(o) devido ao colapso do furo.

[0024] Embora a Figura 1 seja mostrada e descrita em relação a uma operação de perfuração, os versados na técnica irão reconhecer que configurações similares, embora com componentes diferentes, podem ser usadas para realizar operações de subsuperfície diferentes. Por exemplo, o cabo de aço, o tubo enrolado e/ou outras configurações podem ser usadas conforme conhecido na técnica. Adicionalmente, podem ser empregadas configurações de produção para extrair e/ou injetar materiais a partir de/em formações da terra. Dessa forma, a presente revelação não deve ser limitada a operações de perfuração, mas pode ser empregada para qualquer operação (ou operações) de subsuperfície adequada ou desejada.

[0025] Em sistemas atuais, não há nenhum método ou processo para obter, continuamente, uma caracterização reológica dos fluidos de perfuração de óleo e gás, embora o conhecimento de comportamentos reológicos seja de importância crítica para os processos de perfuração, a otimização de desempenho e a segurança operacional. Por exemplo, a extração de gás associada a sistemas de perfilagem de lama precisa de discernimento dos perfis reológicos de fluido de perfuração (por exemplo lama) nas diferentes temperaturas na saída do poço inacabado. Consequentemente, modalidades aqui fornecidas são direcionadas a processos/sistemas físicos e métodos/algoritmos matemáticos para obter, continuamente, dados reológicos de um fluido de perfuração. Em algumas modalidades, os sistemas da presente revelação podem ser aplicados em um sistema de circulação de plataforma de perfuração.

[0026] Conforme entendido pelos versados na técnica, fluidos de perfuração são usados para lubrificar e resfriar a broca de perfuração durante uma operação de perfuração, suspender cascalhos de perfuração em tal fluido e evitar que fluidos de formação entrem no furo do poço. Existem três tipos de fluidos de perfuração comumente usados: lama à base de água, lama à base de óleo e fluido de emulsão inversa. O fluido de perfuração à base de água tipicamente tem água como um constituinte principal, mas pode incluir substituintes como água do mar, salmoura, salmoura saturada ou formiato de salmoura com a adição de argilas (por exemplo, bentonita, etc.) e compostos químicos (por exemplo formiato de potássio, cal, silicato, etc.). O fluido de perfuração à base de óleo consiste em produtos de óleo bruto destilados complementados com outros compostos (por exemplo, barita, materiais poliméricos, asfálticos e ligníticos organofílicos, cal, etc.). O fluido de perfuração de fluido de emulsão inversa é tipicamente à base de óleo ou óleo sintético (por exemplo alfa-olefinas lineares, olefinas isomerizadas, etc.) misturado com salmoura com um alto teor de sal.

[0027] Conforme entendido pelos versados na técnica, um desafio durante processos e operações de perfuração é o controle dos parâmetros operacionais do fluido de perfuração. Os fluidos de perfuração são tipicamente não newtonianos e, dessa forma, o estudo e o monitoramento das propriedades do fluido de perfuração se tornam mais complexos que os fluidos newtonianos. A complexidade é um resultado do comportamento da reologia não linear de fluido de perfuração não newtoniano (isto é, não linear em relação a uma taxa de cisalhamento). Por exemplo, um fluido não newtoniano não tem uma viscosidade constante e o comportamento de tais fluidos é distinto para diferentes tipos de categorias de fluido não newtoniano.

[0028] Através da compreensão da caracterização e do comportamento de cada fluido de perfuração (por exemplo tipo de fluido de perfuração durante a operação) pode ser crucial para o controle e a otimização do desempenho do processo de perfuração. Por exemplo, esse conhecimento pode ser usado para extração de gás/lama em um sistema de perfilagem de lama. Conforme entendido pelos versados na técnica, a comparação de eficiências operacionais pode exigir conhecimento do comportamento reológico do fluido de perfuração em diferentes taxas de cisalhamento e temperaturas. Consequentemente, modalidades aqui fornecidas são direcionadas para possibilitar tal comparação com diferentes tipos de fluidos de perfuração mediante a determinação de parâmetros dentro de uma trapa de gás (por exemplo, uma trapa de gás conectada de modo fluido à linha 38 mostrada na Figura 1, conforme será entendido pelos versados na técnica). Por exemplo, algumas modalidades aqui fornecidas são direcionadas à obtenção de parâmetros reológicos para serem usados no número de Reynolds a ser aplicado no estudo da trapa de gás. A determinação do parâmetro reológico pode compreender o uso de um modelo. Em tais modalidades, o modelo pode ser uma tabela de consulta, uma base de dados, um algoritmo ou uma equação, conforme descrito na presente invenção.

[0029] Agora com referência à Figura 2A, é mostrada uma ilustração esquemática de um sistema de monitoramento de fluido 200, de acordo com uma modalidade não limitadora da presente revelação. O sistema de monitoramento de fluido 200 inclui um circuito de queda de pressão 202, chamado também de circuito de fluido, disposto para possibilitar a extração de um ou mais parâmetros ou características de um fluido (por exemplo um fluido de perfuração). Conforme mostrado, um circuito de fluido primário 204 inclui um fluxo de fluido 206 em seu interior. O circuito de fluido primário 204 é conectado de modo fluido a um sistema de operação de subsuperfície que é disposto para bombear o fluido 206 para o fundo do poço para operar um ou mais componentes localizados na subsuperfície (por exemplo, um sistema de perfuração que está localizado no fundo de poço). O circuito de fluido primário 204 é um tubo ou conduto (por exemplo linha de fluido ou linha de lama) para transportar o fluido para o fundo de poço (por exemplo fluido de perfuração).

[0030] Para monitorar características reológicas do fluido 206, uma porção do fluido 206 é sangrada a partir do circuito de fluido primário 204. Por exemplo, conforme mostrado, uma primeira porta de fluido 208 é disposta sobre o circuito de fluido primário 204 para extrair uma amostra do fluido 206. O fluído extraído pode então ser passado através do circuito de queda de pressão 202 para possibilitar a análise do mesmo. Em algumas disposições, o fluído extraído pode então ser reintroduzido no circuito de fluido primário 204 através de uma segunda porta de fluido 210. Entretanto, em algumas modalidades, o fluído extraído pode ser expelido do sistema, armazenado ou usado para outros propósitos, etc. A unidade de queda de pressão pode ser usada em um sistema para realizar operações de subsuperfície, como perfuração. Em algumas modalidades, a unidade de queda de pressão pode estar localizada dentro de uma cabine de apontador de registro de lama ou em um piso de plataforma ou, alternativamente, perto de um tanque de lama. Em algumas modalidades, o circuito de queda de pressão (isto é, circuito de fluido) pode ser utilizado em um laboratório. Em tais modalidades, a amostra do fluido pode ser fornecida por uma linha de fluido no laboratório.

[0031] O circuito de queda de pressão 202 inclui uma bomba de fluido opcional 212 (por exemplo uma bomba centrífuga, bomba fluxo axial, bomba de deslocamento positivo, etc.) que está disposta para extrair uma porção do fluido 206 (fluido extraído 214) do circuito de fluido primário 204. Além disso, em algumas modalidades, um medidor de fluxo opcional (por exemplo medidor de fluxo mecânico, elemento de fluxo primário, medidor de pistão, etc.) pode ser disposto com a bomba de fluido 212 ou pode ser alternativamente usado para a bomba de fluido, conforme será entendido pelos versados na técnica. O fluido extraído 214 é direcionado para uma primeira seção de monitoramento de pressão 216 que compreende uma primeira passagem de fluido e que tem um primeiro sistema sensor de diferencial de pressão 218, depois para uma segunda seção de monitoramento de pressão 220 que compreende uma segunda passagem de fluido e que tem um segundo sistema sensor de diferencial de pressão 222, depois para uma terceira seção de monitoramento de pressão 224 que compreende uma terceira seção de fluido e que tem um terceiro sistema sensor de diferencial de pressão 226. Em algumas modalidades e conforme mostrado na Figura 2A, o fluído extraído pode ser (opcionalmente) direcionado de volta para o circuito de fluido primário 204. Cada um dentre as seções de monitoramento de pressão 216, 220, 224 e os sistemas sensores de diferencial de pressão 218, 222, 226 associados tem propriedades diferentes para possibilitar os cálculos e o monitoramento descrito na presente invenção.

[0032] A Figura 2B é uma ilustração ampliada do circuito de queda de pressão 202 mostrado na Figura 2A. O circuito de queda de pressão 202 é disposto para fazer o mesmo fluido extraído 214 passar através de cada uma das seções de monitoramento de pressão 216, 220, 224, sendo que cada seção de monitoramento de pressão 216, 220, 224 faz com que o fluído extraído 214 tenha uma velocidade de fluxo diferente. As velocidades de fluxo do fluído extraído 214 em cada seção de monitoramento de pressão 216, 220, 224 são controladas mediante a disposição específica de cada respectiva seção de monitoramento de pressão 216, 220, 224.

[0033] Por exemplo, a primeira seção de monitoramento de pressão 216 inclui um primeiro tubo 228 com um primeiro diâmetro D, e um primeiro comprimento de tubo Lp, com um primeiro sistema sensor de diferencial de pressão 218 disposto com o mesmo. O primeiro sistema sensor de diferencial de pressão 218 inclui um primeiro elemento sensor de pressão 230 e um segundo elemento sensor de pressão 232 separados por um primeiro comprimento L1 (comprimento de separação L1) ao longo do primeiro tubo 228. O máximo do primeiro comprimento L: que separa o primeiro e o segundo elementos sensores de pressão 230, 232 é o primeiro comprimento de tubo Lp1. O primeiro diâmetro D; e o primeiro comprimento de tubo Lp; são selecionados para possibilitar fluxo laminar totalmente desenvolvido no primeiro tubo

228. O primeiro elemento sensor de pressão 230 e o segundo elemento sensor de pressão 232 do primeiro sistema sensor de diferencial de pressão 218 estão em comunicação com um primeiro indicador de pressão diferencial 234. O primeiro indicador de pressão diferencial 234 é disposto para receber informações de pressão hidrostática do primeiro e do segundo elementos sensores de pressão 230, 232 do primeiro sistema sensor de diferencial de pressão 218 para medir uma pressão diferencial ao longo do primeiro tubo 228. Em algumas modalidades, o primeiro e o segundo elementos sensores de pressão 230, 232 podem ser transdutores de pressão, conforme será entendido pelos versados na técnica. O primeiro diâmetro D1 é selecionado de modo a fazer com que o fluído extraído flua a uma primeira velocidade de fluxo através da primeira passagem de fluido.

[0034] De modo similar à primeira seção de monitoramento de pressão 216, a segunda seção de monitoramento de pressão 220 inclui um segundo tubo 236 com um segundo diâmetro D2 e um segundo comprimento de tubo Lr2 com um segundo sistema sensor de diferencial de pressão 222 disposto com o mesmo. O segundo sistema sensor de diferencial de pressão 222 inclui um primeiro elemento sensor de pressão 238 e um segundo elemento sensor de pressão 240 separados por um segundo comprimento L2 (comprimento de separação L2) ao longo do segundo tubo

236. O máximo do segundo comprimento L2 que separa o primeiro e o segundo elementos sensores de pressão 238, 240 é o segundo comprimento de tubo Lrp2. O segundo diâmetro D2 e o segundo comprimento de tubo Lp? são selecionados para possibilitar fluxo laminar totalmente desenvolvido no segundo tubo 236. O primeiro elemento sensor de pressão 238 e o segundo elemento sensor de pressão 240 do segundo sistema sensor de diferencial de pressão 222 estão em comunicação com um segundo indicador de pressão diferencial 242. O segundo indicador de pressão diferencial 242 é disposto para receber informações de pressão hidrostática do primeiro e do segundo elementos sensores de pressão 238, 240 do segundo sistema sensor de diferencial de pressão 222 para medir uma pressão diferencial ao longo do segundo tubo 236. O segundo diâmetro D> é selecionado de modo que uma segunda velocidade de fluxo, diferente da primeira velocidade de fluxo, seja obtida para o fluido extraído conforme ele passa através da segunda passagem de fluxo, o segundo tubo 236, respectivamente.

[0035] A terceira seção de monitoramento de pressão 224 inclui um terceiro tubo 244 com um terceiro diâmetro D3 e um terceiro comprimento de tubo Lea com um terceiro sistema sensor de diferencial de pressão 226 disposto com o mesmo. O terceiro sistema sensor de diferencial de pressão 226 inclui um primeiro elemento sensor de pressão 246 e um segundo elemento sensor de pressão 248 separados por um terceiro comprimento L3 (comprimento de separação L3) ao longo do terceiro tubo 244. O máximo do terceiro comprimento L3 que separa o primeiro e o segundo elementos sensores de pressão 246, 248 é o terceiro comprimento de tubo Lp3. O terceiro diâmetro D3 e o terceiro comprimento de tubo Lp3 são selecionados para possibilitar fluxo laminar totalmente desenvolvido no terceiro tubo 244. O primeiro elemento sensor de pressão 246 e o segundo elemento sensor de pressão 248 do terceiro sistema sensor de diferencial de pressão 226 estão em comunicação com um terceiro indicador de pressão diferencial 250. O terceiro indicador de pressão diferencial 250 é disposto para receber informações de pressão hidrostática do primeiro e do segundo elementos sensores de pressão 246, 248 do terceiro sistema sensor de diferencial de pressão 226 para medir uma pressão diferencial ao longo do terceiro tubo 244. O terceiro diâmetro D;3 é selecionado de modo que uma terceira velocidade de fluxo, diferente da primeira e da segunda velocidades de fluxo, seja obtida para o fluído extraído conforme ele passa através da terceira passagem de fluido, o terceiro tubo 244, respectivamente.

[0036] Em algumas modalidades, em vez de usar um tubo como uma passagem de fluxo, no sistema de monitoramento de pressão, com uma seção transversal circular, qualquer outra seção transversal conformada pode ser usada, sem se afastar do escopo da presente revelação. Por exemplo, passagens de fluido podem ter seções transversais geométricas sendo seção transversal quadrangular, triangular, trapezoidal ou qualquer outro formato irregular. As seções transversais das três passagens de fluxo têm tamanhos diferentes. Em modalidades em que as seções transversais não são circulares, tais seções transversais podem ser representadas pelo uso de um parâmetro representativo da seção transversal, como uma diagonal, um comprimento lateral, uma circunferência ou uma área. O comprimento da passagem de fluxo pode ser diferente para todas as passagens de fluxo, mas essa diferença no comprimento de passagem de fluxo não é necessária. Em algumas modalidades, os comprimentos de passagem de fluxo podem ser os mesmos para todas as três passagens de fluxo, enquanto que o comprimento de separação do primeiro e do segundo sensores é diferente para cada uma das três passagens de fluxo.

[0037] Os indicadores de pressão diferencial 234, 242, 250 estão em comunicação com (ou são parte de) uma unidade de análise de fluido 252. À unidade de análise de fluido 252 pode ser um componente eletrônico ou uma unidade de processamento (por exemplo um controlador ou computador) que recebe dados coletados pelos indicadores de pressão diferencial 234, 242, 250 para realizar operações analíticas nesses dados, conforme descrito na presente invenção. Embora mostrados e descritos como três indicadores de pressão diferencial separados 234, 242, 250, em algumas modalidades, um único indicador de pressão diferencial pode estar em comunicação com cada sistema sensor de diferencial de pressão (e os elementos sensores dos mesmos) para coletar informações em um único componente. Além disso, em algumas modalidades, os indicadores de pressão diferencial podem ser parte da unidade de análise de fluido 252 ou integrais à mesma. Em algumas modalidades, a unidade de análise de fluido 252 pode ser parte de uma unidade de controle de um sistema de perfuração, como a unidade de controle 40 mostrada na Figura 1 ou parte de alguma outra unidade de controle ou processadores de um sistema de perfuração.

[0038] Embora mostrado na Figura 2A com o circuito de fluido primário 204 sendo um tubo ou conduto, essa disposição do circuito de queda de pressão 202 da presente revelação não é limitada a essa configuração específica. Por exemplo, em algumas modalidades, a primeira porta de fluido 208 pode estar disposta em um tanque de fluido (por exemplo, fonte ou tanque de lama 32 mostrado na Figura 1). Em algumas modalidades, a segunda porta de fluido da presente revelação pode estar localizada em qualquer local adequado para reintroduzir o fluído extraído de volta para o circuito de fluido (por exemplo, para o tanque de fluido ou para outro conduto de fluido do sistema) e não se limita a estar localizada no, ou próxima ao, local da primeira porta de fluido. Em algumas modalidades, a segunda porta de fluido pode ser disposta para despejar o fluído extraído como descarte ou pode ser disposta para direcionar o fluído extraído para análise adicional, testes, etc. Além disso, os circuitos de queda de pressão da presente revelação podem estar localizados em qualquer local adequado ao longo de um circuito de fluido, incluindo, mas não se limitando a, a jusante de agitadores, conectados a tanques de lama, fixados a linhas de sucção ou linhas de descarga, etc. De acordo com algumas modalidades, o local da primeira porta dos circuitos de queda de pressão da presente revelação é selecionado de modo que o fluído extraído esteja "limpo". Como usado aqui, um fluido "limpo" é um fluido sem a presença de contaminantes e/ou materiais sólidos (por exemplo cascalhos de perfuração).

[0039] Será descrito agora um processo para monitoramento contínuo de viscosidade de fluido, reologia e/ou outras características de um fluido, de acordo com uma modalidade da presente revelação.

[0040] O processo aqui descrito emprega as seguintes equações iniciais: tT=k,:k,: 0 Eq. (h) Y =k3' ww Eq. (l2) Na =7"100 Eq. (ls)

[0041] Nas equações iniciais Egqs. (11) a (la), w corresponde a uma velocidade angular aplicada (rpm), 6 aplicada a uma leitura de visor de um viscosímetro (por exemplo um viscosímetro rotacional como um viscosímetro de Couette ou um viscosímetro do tipo capilar como um viscosímetro de Ostwald), k; é uma constante de torção, k2 é uma tensão de cisalhamento constante para uma superfície de prumo eficaz e k; é uma taxa de cisalhamento constante.

[0042] Para uso na presente invenção, um limite elástico (o) corresponde fisicamente a uma resistência inicial do material para alterar uma posição estável, que requer alguma força para começar a fluir. A estrutura só vai quebrar e adquirir fluidez para tensões de cisalhamento maiores que o. Isto é aplicável aos fluidos de Herschel-Bulkley, que são fluidos não newtonianos e podem ser representativos de um ou mais tipos de fluidos usados durante operações de subsuperfície (por exemplo operações de perfuração).

[0043] O modelo genérico de Herschel-Bulkley (Eq. (1), abaixo) é extremamente útil porque pode ser reduzido às equações constitutivas de modelos newtonianos, de lei de potência (para fluidos dilatantes e pseudoplásticos) e de fluido de Bingham. T=tT+k:Y", || > to] Eq. (1 Ez? [1] < 9] 59 O)

[0044] Na Eq. (1), ré a tensão de cisalhamento, Y é a taxa de cisalhamento, 1o é o limite elástico, n é um índice de comportamento de fluxo ou "índice de fluxo" e k é um coeficiente de consistência (em (dyn/cm?):s”). A Eq. (1) inclui três parâmetros reológicos: limite elástico (1), índice de fluxo (n) e coeficiente de consistência (k).

[0045] Conforme será entendido pelos versados na técnica, o limite elástico to de um fluido de Herschel-Bulkley tem um comportamento de queda monótono com temperatura: To = Toi — Toa *T Eq. (2)

[0046] Na Eq. (2), 15; E Toa São parâmetros e T a temperatura absoluta (em graus Celsius), conforme será entendido pelos versados na técnica.

[0047] Em relação ao coeficiente de consistência k, o efeito da temperatura sobre o coeficiente de consistência k é comumente descrito pela equação de Arrhenius:

AO k = k,Q + eta Eq. (3)

[0048] Na Eq. (3), ko e A são parâmetros, conforme será entendido pelos versados na técnica.

[0049] No que diz respeito ao índice de fluxo n, o índice de comportamento de fluxo n foi mostrado para apresentar uma tendência crescente com a temperatura, que pode ser adequada por uma equação linear:

n=n,'T+n,Egqg.(4)

[0050] Na Eq. (3), na e no são parâmetros, conforme será entendido pelos versados na técnica.

[0051] Em vista das Equações (1) a (4), os parâmetros reológicos intermediários identificados acima, por exemplo, ko, A, n1q, No, Toi E Toa, foram determinados para otimizar os valores 1,7, k e n para obter o menor desvio de erro quadrático em relação a valores obtidos por experimentos de viscosímetro.

[0052] Uma vazão volumétrica laminar para o fluido de Herschel-Bulkley é representada como: nrô 4m vTy 7 To z Po, 2n (To To rua = (Es) as) =) dies Ge +7)| Eq. (5)

[0053] A Eq. (5) é definida em relação à viscosidade plástica de Bingham e ao limite elástico, integrados para cada região de um tubo (por exemplo, cada seção de tubo de um circuito de queda de pressão da presente revelação, como é mostrado e descrito com relação às Figuras 2A e 2B.). A Eq. (5) explica a taxa de cisalhamento ser nula quando a tensão de cisalhamento está abaixo do limite elástico. Na Eq. (5), Q é a vazão volumétrica e 1, é a tensão de cisalhamento na parede de um tubo do circuito de queda de pressão, calculada pela Eq. (6), abaixo, que inclui uma pressão diferencial de AP, um raio de um tubo r e o comprimento de cada seção de tubo L entre os transdutores.

(4P): TW = Te Eq. (6)

[0054] Através da Eq. (6), se conclui que, definindo os parâmetros reológicos, é possível determinar uma queda de pressão 4P específica para cada velocidade de fluxo, e vice-versa, possibilitando que modalidades da presente revelação prevejam o comportamento reológico de fluido quanto a velocidades de fluxo distintas.

[0055] Para determinar a queda de pressão para cada fluxo, um circuito de queda de pressão, como mostrado e descrito acima, é empregado. O circuito de queda de pressão compreende três tubos de diferentes diâmetros, conforme descrito acima. Em cada tubo do circuito de queda de pressão, há dois elementos sensores de pressão (por exemplo transdutores de pressão) que são conectados aos respectivos indicadores de pressão diferencial.

[0056] Conforme observado acima, os comprimentos de tubo são selecionados para obter fluxo laminar. Por exemplo, os comprimentos de tubo (L1, L2, La) devem ser selecionados para serem maiores que Lentrance laminar previsto por: Lentrance laminar = 0,05 * D * Re Eq. (7)

[0057] A Eq. (7) possibilita certeza no estabelecimento de fluxo laminar totalmente desenvolvido em um determinado tubo do circuito de queda de pressão. A Eq. (7) incorpora um diâmetro de tubo D e uma primeira aproximação do número de Reynolds de fluido Re: Re=— 2%” e(8) TE) mem ne(EY" m=2*2, eq (9) To+k(Z)

[0058] Nas Egqs. (8) e (9), a densidade do fluido p e a velocidade de fluxo v são empregadas. O índice nas Egqs. (8) e (9) representam o dispositivo (trapa de gás ou tubo) para o qual o número de Reynolds é calculado. O número de Reynolds Re na Equação (8) é o número de Reynolds generalizado de Herschel-Bulkley que está explícito na Equação (9). Os parâmetros reológicos nesta equação de

Reynolds são originalmente dados por um viscosímetro, e esses parâmetros reológicos obtidos podem ser usados como valores de partida ou iniciais em modalidades da presente revelação (por exemplo, ao calcular as características reológicas de um fluido com o uso de um algoritmo, processo iterativo, etc.). Os parâmetros reológicos no final das modalidades da presente descrição possibilitam, por exemplo, a determinação do número de Reynolds dentro de uma trapa de gás. As diferenças dos cálculos dos números de Reynolds da trapa de gás e dos tubos estão nas equações de velocidade (vgas trap & Vpipe, respectivamente): Vgas trap = w "Td Eq. (10) pipe = nã EM (11)

[0059] Na Eq. (10), d é o diâmetro da trapa de gás.

[0060] Em funcionamento, a unidade de análise de fluido 252 mostrada na Figura 2B irá receber medições de pressão diferencial dos indicadores de pressão diferencial 234, 242, 250. As medições podem ser obtidas a partir de transdutores de pressão (por exemplo elementos sensores de pressão 230, 232, 238, 240, 246, 248) sob a forma de uma tensão. As tensões podem ser subsequentemente convertidas em quedas de pressão ou pressões diferenciais, conforme será entendido pelos versados na técnica. As pressões diferenciais obtidas a partir de cada seção de monitoramento de pressão 216, 220, 224 (e as velocidades de fluxo associadas obtidas através da seleção dos diâmetros D) podem então ser usadas para obter os parâmetros reológicos intermediários Ko, A, na, No, Toi E Toa Conforme descrito nas equações acima. A partir disso, o fluido (por observação do fluído extraído) pode ser caracterizado.

[0061] Agora com referência à Figura 3, é mostrado um processo de fluxo 300 de acordo com a presente revelação. O processo de fluxo 300 pode ser implementado com o uso de uma ou mais unidades de controle, incluindo a unidade de análise de fluido 252, mas não se limitando à mesma.

[0062] No bloco 302, os testes de viscosímetro são realizados em várias temperaturas e velocidades angulares (parâmetro em teste de viscosímetro). As faixas de temperatura em um exemplo não limitador podem ser de 10 ºC a 70 ºC.

[0063] No bloco 304, uma caracterização de fluido é feita. Por exemplo, o bloco 304 pode empregar as equações iniciais Eqs. (11) a (Is) descritas acima. Por exemplo, uma viscosidade aparente pode ser obtida para cada taxa de cisalhamento. Além disso, o modelo de Herschel-Bulkley, aqui descrito, é aplicado para cada temperatura. Os três parâmetros reológicos da equação de limite pseudoplástico (por exemplo valores iniciais 1,6, k, e n) foram determinados para cada temperatura, com o uso de uma ferramenta Solver de gradiente reduzido generalizado não linear, conforme será entendido pelos versados na técnica. Em vez de uma ferramenta Solver de gradiente, qualquer outro código de software com o uso de qualquer tipo de algoritmo matemático pode ser usado. Neste processo, a otimização dos valores iniciais 1,, k e n pode ser realizada para ter o menor desvio de erro quadrático em comparação a valores obtidos pelos testes de viscosímetro no bloco 302.

[0064] No bloco 306, uma determinação de parâmetros reológicos intermediários para cada temperatura é obtida. Por exemplo, no bloco 306, os seis parâmetros intermediários ko, A, n4, no, Toi E Toa São obtidos.

[0065] No bloco 308, os testes de queda de pressão são realizados em várias velocidades de fluxo. Os testes de queda de pressão podem empregar o circuito de queda de pressão de modalidades da presente revelação, mostradas e descritas na presente invenção. No bloco 308, um diferencial de pressão 4P é obtido para cada velocidade de fluxo.

[0066] No bloco 310, os diferenciais de pressão AP obtidos são usados para determinar a otimização dos seis parâmetros intermediários Ko, A, na, No, Toi E Toa para cada temperatura.

[0067] No bloco 312, reogramas e números de Reynolds são obtidos e, dessa forma, possibilitam o monitoramento da viscosidade e reologia de um fluido. Os reogramas fornecem uma plotagem de tensão de cisalhamento versus taxa de cisalhamento (alternativamente um fluxo de cisalhamento) do fluido e os números de Reynolds fornecem uma razão entre forças de inércia e forças viscosas e descrevem um grau de fluxo turbulento ou laminar do fluido. Dessa forma, padrões de fluxo e características de fluxo podem ser determinados, possibilitando o ajuste de vários parâmetros de operação de subsuperfície.

[0068] Conforme será entendido pelos versados na técnica, a caracterização reológica do fluido conforme fornecido na presente invenção possibilita a previsão de comportamento de fluido através dos vários estágios de um processo de subsuperfície (por exemplo perfuração). Consequentemente, modalidades aqui fornecidas podem possibilitar controle aprimorado e otimização das condições operacionais durante uma operação de subsuperfície (por exemplo vazão, pressão, temperatura, etc.). Isto é, modalidades aqui fornecidas possibilitam um mecanismo eficaz para obter parâmetros reológicos finais consistente de fluidos.

[0069] Além disso, vantajosamente, os circuitos de queda de pressão da presente revelação possibilitam uma determinação contínua e confiável da viscosidade aparente para um fluido de limite pseudoplástico (por exemplo fluido de perfuração).

[0070] Em um exemplo não limitador de uma aplicação do processo aqui descrito, uma descrição para um fluido operacional à base de água será agora feita. Neste exemplo, conforme descrito acima, uma extração de gás em sistemas de perfilagem de fluido precisa de discernimento dos perfis reológicos do fluido em temperaturas diferentes na saída do poço inacabado. Um viscosímetro é usado para medir a viscosidade de um fluido operacional à base de água em várias taxas de cisalhamento (por exemplo 3 a 600 rpm) e temperaturas (10 a 70 ºC). Os reogramas de fluido operacional à base de água produzidos pelo processo (por exemplo no bloco 312 da Figura 3) indicam que o fluido à base de água se comporta como um fluido de limite pseudoplástico. Consequentemente, o modelo de Herschel-Bulkley foi empregado para prever os efeitos de taxa de cisalhamento e temperatura na tensão de cisalhamento do fluido operacional à base de água.

[0071] Um circuito de queda de pressão (isto é, circuito de fluido) conforme mostrado e descrito acima foi empregado para determinar uma relação experimental entre a velocidade de fluxo do fluido operacional à base de água e a queda de pressão e, subsequentemente, os parâmetros de modelo foram otimizados, resultando em um modelo para fluidos operacionais à base de água com o uso de: (E) = to toa TCC) + ko ras: VS )PeTITo Eq. (12), que leva a: T (2) =170— 1,53 x T(ºC) + 0,451 TEORIAS - YV(s71) 000597 TCC) +0,251 Eq. (13).

[0072] O modelo resultante representado pela equação (13) possibilita a determinação da característica reológica mediante a determinação da temperatura T e da taxa de cisalhamento Y . A taxa de cisalhamento Y pode ser calculada mediante a determinação da velocidade de fluxo ou da vazão e levando em consideração a geometria de fluxo específica. Ambos os parâmetros, temperatura e vazão ou velocidade de fluxo, são fáceis de medir em um sistema para realizar operações de subsuperfície (por exemplo uma plataforma de perfuração). Assim, a criação de um modelo como a Eq. (13) possibilita a determinação de parâmetros reológicos característicos. Os parâmetros reológicos característicos podem incluir, por exemplo, tensão de cisalhamento, viscosidade, índice de fluxo ou número de Reynolds por simples medições no local. O cálculo de características reológicas pode ser feito para fluidos em diferentes locais na plataforma de perfuração, como locais no fundo de poço durante a perfuração. A temperatura é medida em vários locais em um BHA ou em uma coluna de perfuração por ao menos um sensor de temperatura. Além disso, a geometria em cada local ao longo do BHA ou da coluna de perfuração é conhecida. A vazão de um fluido de fundo de poço (por exemplo fluido de perfuração) também é conhecida. Dessa forma, o cálculo de características reológicas em cada local no poço inacabado é possível usando o modelo (Eq. (13)). O cálculo pode ser feito na superfície quando o valor de temperatura medida no fundo de poço é transmitido para a superfície com o uso de um sistema de telemetria.

[0073] O conhecimento das características reológicas em vários locais no poço inacabado possibilita a engenheiros (por exemplo engenheiros hidráulicos de perfuração e de dinâmica de perfuração, sondadores, planejadores de poço, geólogos) para tomar melhores decisões operacionais e ajustar parâmetros operacionais de acordo com as características reológicas calculadas do fluido no fundo de poço, como, sem limitação, ajustar a pressão hidrostática, alterar a vazão, ajustar a composição de fluido no fundo de poço (por exemplo peso da lama), alterar as rotações por minuto (rpm - "rotations per minute") da coluna de perfuração, alterar a taxa de penetração (ROP - "rate of penetration"), ajustar a velocidade de manobra e/ou resfriar o fluido no fundo de poço. Todas estas ações são essenciais para se conseguir uma densidade de circulação equivalente (ECD - "Equivalent Circulation Density") adequada, que é necessária para equilibrar limpeza de poço e estabilidade de poço e evitando fraturas de formação indesejáveis, kicks (fluxo de fluidos de formação no poço inacabado) e as perdas de fluido no fundo de poço.

[0074] As características reológicas determinadas com o uso do modelo criado podem ser acompanhadas por características reológicas medidas com o uso de métodos de medição conforme conhecido na técnica. As características reológicas medidas na superfície podem ser usadas para fazer verificações de qualidade das características reológicas derivadas do modelo.

[0075] Vantajosamente, as modalidades aqui fornecidas podem ser aplicadas ao fluido que passa através de uma trapa de gás de sistema de perfilagem de fluido, possibilitando melhorias com a comparação de diferentes tipos de análise e processos de extração de gás.

[0076] Além disso, vantajosamente, as modalidades da presente revelação fornecem um sistema e um processo para monitoramento contínuo de viscosidade de fluido e reologia de um fluido durante as operações de subsuperfície. Tal monitoramento pode possibilitar a limpeza eficiente do poço inacabado à medida que cascalhos/sólidos são removidos do poço inacabado. Além disso, modalidades aqui fornecidas possibilitam o controle de uma velocidade de sedimentação de cascalhos no fluido. Além disso, as modalidades aqui fornecidas possibilitam a determinação de uma energia a ser aplicada a um fluido para iniciar o fluxo do fluido (por exemplo de um estado parado). Adicionalmente, modalidades aqui fornecidas possibilitam controle de perda de circulação e reduzem os custos de bombeamento associados a operações de subsuperfície.

[0077] Conforme aqui fornecido, um circuito de queda de pressão que compreende um sistema de tubo/tubulação é usado para extrair uma porção de um fluido. O fluído extraído é desviado através de três seções de tubo do circuito de queda de pressão, com cada seção de tubo tendo dimensão diferente (por exemplo comprimento, largura, e diâmetro de tubo) para obter diferentes velocidades de fluxo nas diferentes seções de tubo. Sensores de pressão são localizadas em cada seção e possibilitam a medição de uma pressão diferencial ao longo de uma respectiva seção de tubo e, dessa forma, uma associação entre uma pressão diferencial e uma velocidade de fluxo pode ser obtida. As saídas do sistema podem possibilitar monitoramento contínuo da pressão hidrostática, viscosidade e reologia do fluido. O monitoramento do fluido pode ser feito em tempo real durante a operação de subsuperfície. O monitoramento pode ser realizado também como uma operação completamente automatizada que é controlada por um controlador (por exemplo processador, computador, etc.) sem nenhuma ou quase nenhuma interferência/ação de um operador humano.

[0078] Modalidade 1: Um método para determinar uma característica reológica de fluido de um fluido usado em uma operação de subsuperfície, sendo que o método compreende: medir um primeiro valor de temperatura, ao menos quatro valores de pressão e ao menos um dentre um primeiro valor de vazão e um primeiro valor de velocidade de fluxo do fluido em um primeiro circuito de fluido; criar um modelo, com o uso de um processador, com base no primeiro valor de temperatura, os ao menos quatro valores de pressão e o ao menos um dentre o primeiro valor de vazão e o primeiro valor de velocidade de fluxo; determinar a característica reológica de fluido do fluido em um segundo circuito de fluido, sendo que a determinação compreende: medir um segundo valor de temperatura e ao menos um dentre um segundo valor de vazão e um segundo valor de velocidade de fluxo do fluido no segundo circuito de fluido e calcular as características reológicas de fluido do fluido, com o uso do processador, com base no modelo que emprega o segundo valor de temperatura e o ao menos um dentre o segundo valor de vazão e o segundo valor de velocidade de fluxo.

[0079] Modalidade 2: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro circuito de fluido compreende uma primeira passagem de fluido e uma segunda passagem de fluido conectada de modo fluido à primeira passagem de fluido, sendo que a primeira passagem de fluido tem uma primeira seção transversal e a segunda passagem de fluido tem uma segunda seção transversal, sendo que a primeira passagem de fluido compreende um primeiro sensor de pressão e um segundo sensor de pressão, e a segunda passagem de fluido compreende um terceiro sensor de pressão e um quarto sensor de pressão, sendo que o primeiro e o segundo sensores de pressão são separados por um primeiro comprimento de separação ao longo da primeira passagem de fluido, e o terceiro e o quarto sensores de pressão são separados por um segundo comprimento de separação ao longo da segunda passagem de fluido.

[0080] Modalidade 3: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o fluido é um fluido de perfuração e a primeira passagem de fluido é conectável de modo fluido a um dentre uma linha de fluido, um tanque de lama, um agitador, uma linha de sucção ou uma linha de descarga.

[0081] Modalidade 4: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que a primeira passagem de fluido compreende um primeiro tubo que tem um primeiro diâmetro e a segunda passagem de fluido compreende um segundo tubo que tem um segundo diâmetro.

[0082] Modalidade 5: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro tubo tem um primeiro comprimento de tubo e o segundo tubo tem um segundo comprimento de tubo, sendo que o primeiro diâmetro e o primeiro comprimento de tubo são selecionados para obter fluxo laminar no primeiro tubo e o segundo diâmetro e o segundo comprimento de tubo são selecionados para obter fluxo laminar no segundo tubo.

[0083] Modalidade 6: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro circuito de fluido compreende adicionalmente uma terceira passagem de fluido conectada de modo fluido à segunda passagem de fluido, sendo que a terceira passagem de fluido tem uma terceira seção transversal, sendo que a terceira passagem de fluido compreende um quinto e um sexto sensores de pressão, sendo que o quinto e o sexto sensores de pressão são separados por um terceiro comprimento de separação ao longo da terceira passagem de fluido.

[0084] Modalidade 7: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que criar o modelo compreende: usar um parâmetro representativo da primeira seção transversal, um parâmetro representativo da segunda seção transversal, um parâmetro representativo da terceira seção transversal, o primeiro comprimento de separação, o segundo comprimento de separação, o terceiro comprimento de separação, um primeiro valor de pressão, um segundo valor de pressão, um terceiro valor de pressão, um quarto valor de pressão, um quinto valor de pressão e um sexto valor de pressão para criar o modelo, e sendo que a primeira seção transversal, a segunda seção transversal e a terceira seção transversal são diferentes.

[0085] Modalidade 8: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que os ao menos quatro valores de pressão são medidos com o uso de ao menos quatro respectivos sensores de pressão.

[0086] Modalidade 9: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, que compreende adicionalmente ajustar um parâmetro operacional de uma operação de subsuperfície com base na característica reológica determinada.

[0087] Modalidade 10: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro circuito de fluido está localizado em um dentre um laboratório e um sistema para executar uma operação de subsuperfície.

[0088] Modalidade 11: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o modelo é uma equação.

[0089] Modalidade 12: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que a terceira seção de monitoramento de pressão compreende um terceiro indicador de pressão diferencial disposto para medir uma terceira pressão diferencial associada ao terceiro tubo.

[0090] Modalidade 13: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro circuito de fluido e o segundo circuito de fluido são o mesmo circuito de fluido.

[0091] Modalidade 14: Um método, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, que compreende adicionalmente: medir uma segunda temperatura em um poço inacabado com o uso de um segundo sensor de temperatura, sendo que uma bomba de fluido e uma linha de fluido estão dispostas no poço inacabado; e transmitir a segunda temperatura medida à superfície com o uso de um sistema de telemetria.

[0092] Modalidade 15: Um sistema para determinar uma característica reológica de um fluido usado em uma operação de subsuperfície, sendo que o sistema compreende: uma primeira passagem de fluido em um circuito de fluido; um primeiro sensor de pressão e um segundo sensor de pressão, o primeiro e o segundo sensores de pressão separados por um primeiro comprimento de separação ao longo da primeira passagem de fluido e configurados para medir um primeiro valor de pressão e um segundo valor de pressão, respectivamente; e uma segunda passagem de fluido conectada de modo fluido à primeira passagem de fluido; um terceiro sensor de pressão e um quarto sensor de pressão, o terceiro e o quarto sensores de pressão separados por um segundo comprimento de separação ao longo da segunda passagem de fluido e configurados para medir um terceiro valor de pressão e um quarto valor de pressão, respectivamente; uma terceira passagem de fluido conectada de modo fluido à segunda passagem de fluido; um quinto sensor de pressão e um sexto sensor de pressão, o quinto e o sexto sensores de pressão separados por um terceiro comprimento de separação ao longo da terceira passagem de fluido e configurados para medir um quinto valor de pressão e um sexto valor de pressão, respectivamente; um sensor de temperatura configurado para medir uma primeira temperatura; ao menos um dentre uma bomba de fluido e um medidor de fluxo configurado para fornecer uma dentre uma vazão e uma velocidade de fluxo; e um processador configurado para receber o primeiro, o segundo, o terceiro, o quarto, o quinto e o sexto valores de pressão, a primeira temperatura, ao menos uma dentre a primeira vazão e a primeira velocidade de fluxo, e criar um modelo com base no mesmo, o processador configurado adicionalmente para determinar a característica reológica usando o modelo.

[0093] Modalidade 16: Um sistema, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que a primeira passagem de fluido tem uma primeira seção transversal, a segunda passagem de fluido tem uma segunda seção transversal e a terceira passagem de fluido tem uma terceira seção transversal, sendo que cada uma dentre a primeira seção transversal, a segunda seção transversal e a terceira seção transversal é diferente.

[0094] Modalidade 17: Um sistema, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que o processador usa uma equação de Herschel-Bulkley para criar o modelo.

[0095] Modalidade 18: Um sistema, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que a característica reológica determinada é usada para ajustar um parâmetro operacional de uma operação de subsuperfície.

[0096] Modalidade 19: Um sistema, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, que compreende adicionalmente: um poço inacabado; uma bomba de fluido; uma linha de fluido; e um segundo sensor de temperatura, sendo que o segundo sensor de temperatura é configurado para medir uma segunda temperatura na linha de fluido, e um dentre uma segunda bomba de fluido e um segundo medidor de fluxo é configurado para medir uma dentre uma segunda vazão e uma segunda velocidade de fluxo.

[0097] Modalidade 20: Um sistema, de acordo com quaisquer das modalidades descritas acima, sendo que a segunda temperatura é medida no poço inacabado e é transmitida para a superfície com o uso de um sistema de telemetria.

[0098] Em apoio aos ensinamentos da presente invenção, vários componentes de análise podem ser usados incluindo um sistema digital e/ou analógico. Por exemplo, controladores, sistemas de processamento de computador e/ou sistemas de direcionamento geológico, conforme aqui fornecidos e/ou usados com as modalidades aqui descritas, podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos. Os sistemas “podem ter componentes como processadores, mídias de armazenamento, memória, entradas, saídas, links de comunicação (por exemplo, com fio, sem fio, óptico ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (por exemplo, digital ou analógico) e outros tais componentes (por exemplo, como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer operação e análises do aparelho e métodos revelados na presente invenção em qualquer uma de várias maneiras bem entendidas na técnica. É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em combinação com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em uma mídia legível por computador não transitória, incluindo memória (por exemplo, ROMs, RAMs), óptica (por exemplo, CD-ROMs), ou magnética (por exemplo, discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executado, faz com que um computador implemente os métodos e/ou processos aqui descritos. Essas instruções podem fornecer operação do equipamento, controle, coleta de dados, análise e outras funções consideradas relevantes por um designer de sistemas, proprietário, usuário, ou outro pessoal, além das funções descritas nesta revelação. Os dados processados, como resultado de um método implementado, podem ser transmitidos como um sinal através de uma interface de saída de processador para um dispositivo de recebimento de sinal. O dispositivo de recebimento de sinal pode ser um monitor de exibição ou impressora para apresentar o resultado para um usuário. Alternativa ou adicionalmente, o dispositivo de recebimento de sinal pode ser uma memória ou uma mídia de armazenamento. Será observado que o armazenamento do resultado na memória ou na mídia de armazenamento pode transformar a memória ou mídia de armazenamento em um novo estado (isto é, que contém o resultado) a partir de um estado anterior (isto é, que não contém o resultado). Adicionalmente, em algumas modalidades, um sinal de alerta pode ser transmitido a partir do processador para uma interface de usuário se o resultado exceder um valor limite.

[0099] Adicionalmente, vários outros componentes podem ser incluídos e chamados para fornecer aspectos dos ensinamentos da presente invenção. Por exemplo, um sensor, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade óptica, unidade elétrica e/ou unidade eletromecânica podem ser incluídos em apoio aos diversos aspectos discutidos na presente invenção ou em apoio a outras funções além desta revelação.

[0100] O uso dos termos "um", "uma", "o" e "a" e referências similares no contexto de descrever a invenção (especialmente no contexto das reivindicações a seguir) deve ser interpretado como abrangendo tanto o singular quanto o plural, exceto onde indicado em contrário na presente invenção ou claramente contradito pelo contexto. Além disso, deve ser considerado adicionalmente que os termos "primeiro", "segundo" e similares na presente invenção não denotam qualquer ordem, quantidade ou importância, sendo ao invés disso usados para distinguir um elemento de outro. O modificador "cerca de" ou "substancialmente" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado determinado pelo contexto (por exemplo, ele inclui o grau de erro associado à medição da quantidade específica). Por exemplo, a expressão "substancialmente constante" inclui desvios menores em relação a uma direção ou um valor fixo, conforme será prontamente entendido pelos versados na técnica.

[0101] O diagrama (ou diagramas) de fluxo aqui representado é apenas um exemplo. Podem existir diversas variações para este diagrama ou as etapas (ou operações) descritas no mesmo sem que se afaste do escopo da presente revelação. Por exemplo, as etapas podem ser realizadas em uma ordem diferente, ou as etapas podem ser adicionadas, removidas ou modificadas. Todas essas variações são consideradas uma parte da presente revelação.

[0102] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certos recursos ou funcionalidades necessárias ou benéficas. Consequentemente, essas funções e recursos conforme pode ser necessário em apoio às reivindicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidos como sendo inerentemente incluídos como uma parte dos ensinamentos da presente invenção e uma parte da presente revelação.

[0103] Os ensinamentos da presente revelação podem ser usados em uma variedade de operações de poços. Essas operações podem envolver o uso de um ou mais agentes de tratamento para tratar uma formação, os fluidos residentes em uma formação, um furo de poço e/ou equipamentos no furo de poço, como uma tubulação de produção. Os agentes de tratamento podem estar sob a forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Os agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não se limitam a, fluidos de fraturamento, fluidos de estimulação, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anticorrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsificantes, desemulsificantes, sinalizadores, melhoradores de fluxo, etc. As operações de poços ilustrativas incluem, mas não se limitam a, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de sinalizador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, injeção de água, cimentação, etc.

[0104] Embora as modalidades descritas na presente invenção tenham sido descritas com referência a várias modalidades, será entendido que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem que se afaste do escopo da presente revelação. Adicionalmente, muitas modificações serão observadas para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da presente revelação sem que se afaste do escopo da mesma. Portanto, pretende-se que a revelação não se limite às modalidades particulares reveladas como o melhor modo contemplado para realizar os recursos descritos, mas que a presente revelação inclua todas as modalidades abrangidas pelo escopo das reivindicações anexas.

[0105] Consequentemente, as modalidades da presente revelação não devem ser vistas como limitadas pela descrição anteriormente mencionada, mas são apenas limitadas pelo escopo das reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para determinar uma característica reológica de um fluido utilizado em uma operação de subsuperfície, sendo o método caracterizado por compreender: medir um primeiro valor de temperatura, pelo menos quatro valores de pressão e pelo menos um dentre um primeiro valor de vazão e um primeiro valor de velocidade de fluxo do fluido em um primeiro circuito de fluido; criar um modelo, com o uso de um processador, com base no primeiro valor de temperatura, nos pelo menos quatro valores de pressão e no pelo menos um dentre o primeiro valor de vazão e o primeiro valor de velocidade de fluxo; determinar a característica reológica do fluido em um segundo circuito de fluido, sendo que a determinação compreende: medir um segundo valor de temperatura e pelo menos um dentre um segundo valor de vazão e um segundo valor de velocidade de fluxo do fluido no segundo circuito de fluido, e calcular a característica reológica do fluido, com o uso do processador, com base no modelo que emprega o segundo valor de temperatura e o pelo menos um dentre o segundo valor de vazão e o segundo valor de velocidade de fluxo.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o primeiro circuito de fluido compreender uma primeira passagem de fluido e uma segunda passagem de fluido conectada de modo fluido à primeira passagem de fluido, sendo que a primeira passagem de fluido tem uma primeira seção transversal e a segunda passagem de fluido tem uma segunda seção transversal, sendo que a primeira passagem de fluido compreende um primeiro sensor de pressão (230, 246, 238) e um segundo sensor de pressão (232, 240, 248) e a segunda passagem de fluido compreende um terceiro sensor de pressão (226) e um quarto sensor de pressão, sendo que o primeiro e o segundo sensores de pressão são separados por um primeiro comprimento de separação ao longo da primeira passagem de fluido, e o terceiro e o quarto sensores de pressão são separados por um segundo comprimento de separação ao longo da segunda passagem de fluido.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por o fluido ser um fluido de perfuração (31) e a primeira passagem de fluido ser conectável de modo fluido a um dentre uma linha de fluido (38), um tanque de lama (32), um agitador, uma linha de sucção ou uma linha de descarga.

4. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 2 a 3, caracterizado por a primeira passagem de fluido compreender um primeiro tubo que tem um primeiro diâmetro e a segunda passagem de fluido compreender um segundo tubo que tem um segundo diâmetro, preferencialmente, em que o primeiro tubo tem um primeiro comprimento de tubo e o segundo tubo tem um segundo comprimento de tubo, em que o primeiro diâmetro e o primeiro comprimento de tubo são selecionados para obter fluxo laminar no primeiro tubo, e o segundo diâmetro e o segundo comprimento de tubo são selecionados para obter fluxo laminar no segundo tubo.

5. Sistema, de acordo com qualquer das reivindicações 2 a 4, caracterizado por o primeiro circuito de fluido compreender adicionalmente uma terceira passagem de fluido conectada de modo fluido à segunda passagem de fluido, sendo que a terceira passagem de fluido tem uma terceira seção transversal, sendo que a terceira passagem de fluido compreende um quinto e um sexto sensores de pressão, sendo que o quinto e o sexto sensores de pressão são separados por um terceiro comprimento de separação ao longo da terceira passagem de fluido, sendo que, de preferência, a criação do modelo compreende: usar um parâmetro representativo da primeira seção transversal, um parâmetro — representativo da segunda seção transversal um parâmetro representativo da terceira seção transversal, o primeiro comprimento de separação, o segundo comprimento de separação, o terceiro comprimento de separação, um primeiro valor de pressão, um segundo valor de pressão, um terceiro valor de pressão, um quarto valor de pressão, um quinto valor de pressão e um sexto valor de pressão para criar o modelo, e sendo que a primeira seção transversal, a segunda seção transversal e a terceira seção transversal são diferentes.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os pelo menos quatro valores de pressão serem medidos com o uso de pelo menos quatro respectivos sensores de pressão.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente ajustar um parâmetro operacional de uma operação de subsuperfície com base na característica reológica determinada.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o primeiro circuito de fluido estar localizado em um dentre um laboratório e um sistema para executar uma operação de subsuperfície.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o modelo ser uma equação, sendo que, de preferência, a equação é uma equação de Herschel-Bulkley.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o primeiro circuito de fluido e o segundo circuito de fluido serem o mesmo circuito de fluido.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: medir uma segunda temperatura em um poço inacabado (26) com o uso de um segundo sensor de temperatura, sendo que uma bomba de fluido e uma linha de fluido estão conectadas de modo fluido ao poço inacabado; e transmitir a segunda temperatura medida para a superfície com o uso de um sistema de telemetria.

12. Sistema para determinar uma característica reológica de um fluido utilizado em uma operação de subsuperfície, sendo o sistema caracterizado por compreender: uma primeira passagem de fluido em um circuito de fluido;

um primeiro sensor de pressão e um segundo sensor de pressão, sendo que o primeiro e o segundo sensores de pressão são separados por um primeiro comprimento de separação ao longo da primeira passagem de fluido e configurados para medir um primeiro valor de pressão e um segundo valor de pressão, respectivamente; uma segunda passagem de fluido conectada de modo fluido à primeira passagem de fluido; um terceiro sensor de pressão e um quarto sensor de pressão, sendo que o terceiro e o quarto sensores de pressão são separados por um segundo comprimento de separação ao longo da segunda passagem de fluido e configurados para medir um terceiro valor de pressão e um quarto valor de pressão, respectivamente; uma terceira passagem de fluido conectada de modo fluido à segunda passagem de fluido; um quinto sensor de pressão e um sexto sensor de pressão, sendo que o quinto e o sexto sensores de pressão são separados por um terceiro comprimento de separação ao longo da terceira passagem de fluido e configurados para medir um quinto valor de pressão e um sexto valor de pressão, respectivamente; um sensor de temperatura configurado para medir uma primeira temperatura; pelo menos um dentre uma bomba de fluido e um medidor de fluxo configurado para fornecer uma dentre uma vazão e uma velocidade de fluxo; e um processador configurado para executar o método conforme definido em qualquer reivindicação anterior.

13. Sistema, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por compreender adicionalmente: um poço inacabado; uma bomba de fluido; uma linha de fluido; e um segundo sensor de temperatura, sendo que o segundo sensor de temperatura é configurado para medir uma segunda temperatura na linha de fluido, e um dentre uma segunda bomba de fluido e um segundo medidor de fluxo é configurado para medir uma dentre uma segunda vazão e uma segunda velocidade de fluxo.

14. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por a segunda temperatura ser medida no poço inacabado e ser transmitida para a superfície com o uso de um sistema de telemetria.