BRPI1005512B1

BRPI1005512B1 - sistema e método de perfuração com pressão controlada

Info

Publication number: BRPI1005512B1
Application number: BRPI1005512A
Authority: BR
Inventors: Anthony Bruce Henderson; Douglas Law; Michael Brian Grayson; James Ronald Chopty; David Tonner
Original assignee: Weatherford Technology Holdings Llc
Priority date: 2009-10-16
Filing date: 2010-10-15
Publication date: 2019-12-17
Also published as: EP2488723B1; US8899348B2; BRPI1005512A2; NO2488723T3; EP2488723A4; US20110139464A1; CA2742387A1; AU2010305694B2; CA2742387C; DK2488723T3; AU2010305694A1; EP2488723A1; WO2011047236A1

Abstract

sistema e método de perfuração com pressão controlada a presente invenção refere-se a um sistema e um método que tem um bloqueador em comunicação fluida com um dispositivo de controle rotativo. o bloqueador controla o fluxo de lama de perfuração, do dispositivo de controle rotativo para um separador de gás, durante uma operação de perfuração com pressão controlada, tal como uma perfuração com pressão controlada (mpid) ou uma perfuração subequilibrada (ubd). uma sonda fica em comunicação fluida com a lama de perfuração, entre o bloqueador e o separador de gás. durante as operações, a sonda avalia o gás na lama de perfuração do poço, passando do bloqueador para o separador de gás.

Description

SISTEMA E MÉTODO DE PERFURAÇÃO COM PRESSÃO CONTROLADA REMISSÃO RECÍPROCA A PEDIDOS DE PATENTES RELACIONADOS

Este é um pedido de patente não provisório U.S. 61/252.361, depositado em 16 de outubro de 2009, ao qual se reivindica prioridade e que é incorporado no presente relatório descritivo na sua totalidade.

ANTECEDENTES

Várias técnicas de perfuração com pressão controlada são usadas para a perfuração de furos de poços. Em geral, a perfuração com pressão controlada inclui a perfuração com gerenciamento de pressão (MPD), perfuração subequilibrada (UDB) e operações de perfuração ao ar livre (AD). Na técnica de Perfuração Subequilibrada (UBD), um sistema UBD permite que o poço seja escoado durante a operação de perfuração. Para fazer isto, o sistema UBD mantém um menor peso de lama da lama de perfuração, de modo que os fluidos da formação sendo perfurada sejam deixados entrar no poço durante a operação. Para aliviar a lama, o sistema UBD pode usar uma lama de menor densidade nas formações tendo altas pressões. Alternativamente, o sistema UBD pode injetar um gás inerte, tal como nitrogênio, na lama de perfuração. Durante a operação UBD, um dispositivo de controle rotativo (RCD) na superfície permite que o cordão de broca continue girando e agindo como um selo, de modo que os fluidos produzidos podem ser desviados para um separador de lama - gás. Acima de tudo, o sistema UBD permite que o operador fure mais rápido, enquanto reduzindo as chances de dano à formação.

Na técnica de Perfuração com Gerenciamento de Pressão (MPD), um sistema MPD usa um sistema de retorno de lama fechado e pressurizável, um dispositivo de controle rotativo (RCD), e um distribuidor de bloqueador, para controlar a pressão do furo de poço durante a perfuração. As várias técnicas MPD, usadas na indústria, permitem que os operadores perfurem com sucesso em condições nas quais a tecnologia convencional simplesmente não vai funcionar, permitindo que os operadores gerenciem a pressão de uma forma controlada, durante a perfuração.

Durante a perfuração, a broca perfura por uma formação e poros

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2/39 ficam expostos e abertos. Por conseguinte, os fluidos de formação (isto é, gás) podem se misturar com a lama de perfuração. O sistema de perfuração então bombeia este gás, a lama de formação e os cortes de formação de volta para a superfície. Na medida em que o gás sobre pelo furo de sonda, a pressão cai, significando que mais gás da formação pode ser capar de entrar no furo de poço. Se a pressão hidrostática for menor do que a pressão da formação, então ainda mais gás pode entrar no furo de poço.

Coletores de gás, tais como um coletor de gás de agitação, são os dispositivos usados para monitorar os hidrocarbonetos na lama de perfuração na superfície, de modo que os operadores podem avaliar as zonas de hidrocarbonetos furo abaixo. Para determinar o teor de gás da lama de perfuração, por exemplo, um coletor de gás agita mecanicamente a lama escoando em um tanque. A agitação libera os gases carreados da lama, e os gases liberados são amostrados para análise. A lama exaurida é simplesmente retornada para o tanque, para que seja reutilizada no sistema de perfuração. Infelizmente, o modo no qual o coletor de gás de agitador extrai o gás da lama de perfuração limita a confiabilidade dos seus resultados. Além disso, o nível total de hidrocarboneto na lama (especialmente, metano C1) influencia bastante as leituras pelo coletor de gás.

Nos sistemas MPD ou UBD, o sistema de circulação superficial circula a lama de perfuração da cabeça do poço para as minas. Esse sistema de circulação é principalmente fechado e usa um separador de gás - lama, para remover gás da lama de perfuração. Os sistemas MPD ou UBD apresentam vários problemas para a detecção de gás superficial tradicional. Infelizmente, os coletores de gás tradicionais não são projetados para funcionar em tubo fechado e não operam sob pressões superiores à ambiente. Portanto, qualquer detecção de gás usando o coletor de gás típico, nos sistemas MPD ou UBD, deve ocorrer na calha ou na extremidade do separador de lama - gás. Em ambos os casos, no entanto, o coletor de gás produz assinaturas de gás errôneas.

O objeto da presente invenção é dirigido a superar, ou pelo menos reduzir os efeitos de um ou mais dos problemas apresentados acima.

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RESUMO

Um sistema de perfuração com pressão controlada, descrito no presente relatório descritivo, pode incluir um sistema de perfuração com gerenciamento de pressão, um sistema de perfuração subequilibrado, ou assemelhados. O sistema tem um bloqueador em comunicação fluida com um furo de poço. O bloqueador pode ser parte de um distribuidor de bloqueador para controlar o escoamento do fluido de perfuração do furo de poço. O distribuidor de bloqueador é disposto a jusante de um dispositivo de controle rotativo, ou de outro tipo de dispositivo, que mantenha o furo de poço fechado durante a perfuração. Os ajustes de um ou mais bloqueadores no distribuidor controla a contrapressão superficial no furo de poço, para as operações de perfuração com pressão controlada.

A jusante do bloqueador, o sistema tem um dispositivo de avaliação em comunicação fluida com o fluxo de fluido de perfuração do furo de poço. O dispositivo de avaliação de gás é disposto a montante de um separador de gás para o sistema. Na medida em que o fluido escoa do furo de poço, o dispositivo de avaliação de gás avalia o teor de gás no fluido de perfuração.

Um controlador é acoplado operacionalmente ao bloqueador e ao dispositivo de avaliação de gás. Para controlar a perfuração, o controlador monitora um ou mais parâmetros indicativos de uma perda de fluido ou de um influxo de fluido no furo de poço. Com base nesses parâmetros monitorados, o controlador ajusta o bloqueador para controlar a contrapressão superficial no furo de poço.

Quando o controlador determina que um influxo de fluido ocorreu no furo de poço, o controlador determina a passagem do fluido de perfuração associado com o influxo de fluido do furo de poço, depois do dispositivo de avaliação de gás. Depois, o controlador determina o teor de gás associado com o influxo de fluido.

O controlador pode ainda correlacionar o teor de gás determinado à densidade do fluido de perfuração, para determinar um volume do teor de gás associado com o influxo de fluido. Por exemplo, o controlador pode

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4/39 ser acoplado a um rotâmetro, em comunicação fluida com o fluxo de fluido de perfuração do furo de poço. Com base pelo menos em parte em medidas de vazão, o controlador pode determinar a densidade do fluido de perfuração, para determinar o volume. Por sua vez, o controlador pode correlacionar o volume determinado para o teor de gás a uma pressão no fundo do poço, em uma parte do furo de poço na qual ocorreu influxo de fluido, de modo que a parte do furo de poço pode ser caracterizada.

O controlador pode fazer várias correções, para determinar o teor de gás e o seu volume associado com o influxo de fluido. Essas correções podem ser baseadas em pressão, temperatura, vazão e outras medidas feitas pelo sistema. Além disso, o controlador pode avaliar o teor de gás inicial do fluxo de fluido de perfuração para o furo de poço e pode subtrair o teor de gás inicial do teor de gás avaliado do fluxo de fluido de perfuração de saída do furo de poço. Esta medida pode ser feita com uma sonda auxiliar, disposta no fluxo do fluido de perfuração para o furo de poço.

Em uma disposição, o dispositivo de avaliação de gás inclui uma sonda, que é disposta em comunicação fluida entre o furo de poço e o separador de gás. Essa sonda pode ser disposta em uma primeira linha de fluxo, tendo válvulas dispostas em quaisquer das extremidades, de modo que a sonda possa ser isolada do fluxo de fluido de perfuração, quando necessário. Uma segunda linha de fluxo pode ser desviada da primeira linha de fluxo e pode ter a sua própria válvula.

Em uma disposição, a sonda é disposta no fluxo de fluido de perfuração do furo de poço e extrai uma amostra de gás dele. Um cromatógrafo gasoso obtém a amostra de gás extraída carreada no fluido portador da sonda e avalia o teor de gás da amostra de gás extraída.

Para extrair uma amostra de gás, a sonda pode ter uma membrana permeável, que separa um fluido portador do fluido de perfuração. Com base em uma diferença de pressão pela membrana, esta pode permitir a passagem da amostra de gás do fluido de perfuração por ela, de modo que as amostras de gás sejam carreadas no fluido portador. Para lidar com a possível condensação de gás, um circuito de purga, em comunicação fluida

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5/39 com a sonda, pode purgar pneumaticamente a sonda normalmente.

Alternativa à sonda de membrana permeável, o dispositivo de avaliação de gás pode receber uma amostra do fluido de perfuração dirigida ou purgada dele. Então, um cromatógrafo gasoso, um sensor óptico, um espectrômetro de massa, ou um sensor de registro de lama pode analisar a amostra do fluido de perfuração recebido.

O resumo precedente não é intencionado para resumir cada concretização potencial ou cada aspecto da presente invenção.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A figura 1A mostra esquematicamente um sistema de perfuração com pressão controlada, de acordo com a presente invenção.

A figura 1B mostra esquematicamente o sistema da figura 1A.

A figura 2 mostra um processo para avaliar gás superficial durante a perfuração com pressão controlada, de acordo com a presente invenção.

As figuras 3A - 3C mostram uma sonda de extração de gás à base de membrana para o dispositivo de avaliação de gás.

A figura 3D mostra um invólucro para um cromatógrafo gasoso para o dispositivo de avaliação de gás.

A figura 4 mostra um sistema de purga para a sonda de extração de gás à base de membrana da presente invenção.

As figuras 5A - 5B mostram uma disposição de tubulações para a sonda à base de membrana.

A figura 5C mostra um flange para reter a sonda à base de membrana.

A figura 6 mostra um ensaio exemplificativo, indicativo do efeito que a pressão pode ter nas leituras de metano pelo dispositivo de avaliação de gás.

A figura 7 mostra um ensaio exemplificativo, indicativo do efeito que o fluxo pode ter nas leituras de metano pelo dispositivo de avaliação de gás.

A figura 8 representa graficamente uma relação entre o modifiPetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 23/63

6/39 cador do coeficiente de solubilidade e a concentração (%) de gás livre presente.

A figura 9A compara a ligação dos eventos de gás que podem ocorrer durante as operações de perfuração quando um tipo coletor de gás de sistema é utilizado e quando o dispositivo de avaliação de gás descrito é utilizado.

A figura 9B representa graficamente um exemplo de valores de gás total a partir de um sistema de coleta de volume constante.

As figuras 10A - 10B mostram graficamente as correlações entre as leituras de gás do dispositivo de avaliação de gás e as leituras de peso de lama do sistema de perfuração.

A figura 11 mostra uma relação existente entre a concentração de hidrocarbonetos e a densidade da lama para o sistema descrito.

A figura 12A mostra uma seção perfurada mostrando uma concentração de hidrocarbonetos na saída, peso de lama na saída e fluxo na saída relativamente entre si.

A figura 12B mostra os resultados de cromatografia gasosa não modificados para hidrocarbonetos totais, obtidos em comparação com os resultados após modificação em consideração aos parâmetros de perfuração.

As figuras 13A - 13C mostram imagens de uma disposição de formação por raio gama, uma primeira razão de gás e uma segunda razão de gás, para determinar os limites do reservatório.

A figura 14 mostra as razões de gás usadas para identificar os contatos óleo / água e a saturação de água em uma formação.

A figura 15 mostra um primeiro gráfico representando uma concentração total de hidrocarbonetos (%), relativa à profundidade de perfuração, um segundo gráfico representando uma razão de gás de C1 / hidrocarbonetos totais, relativa à profundidade de perfuração, e um terceiro gráfico ilustrando esquematicamente a litologia de uma formação com diferentes zonas.

Afigura 16 mostra dois gráficos mostrando graficamente as leituPetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 24/63

7/39 ras de gás relativas à profundidade de perfuração.

A figura 17A mostra uma representação gráfica de maturação ilustrando graficamente os pontos de profundidade de perfuração relativos às duas razões.

A figura 17B mostra um gráfico de uma rota de poço, leitura gama, razão gás / líquido (G/L), e primeira e segunda razões de hidrocarbonetos.

A figura 18 mostra as respostas do dispositivo de avaliação de gás para uma excitação ocorrendo em uma operação de perfuração com pressão controlada.

A figura 19 mostra as respostas do dispositivo de avaliação de gás aos picos de gás, que ocorrem após um ensaio de integridade de formação dinâmica.

A figura 20 compara as respostas do dispositivo de avaliação de gás e dos detectores de registro de lama convencionais, após interrupção da bomba na operação de perfuração com pressão controlada.

DESCRIÇÃO DETALHADA

A. Visão geral do sistema

A figura 1A mostra esquematicamente um sistema de perfuração com pressão controlada 10 de acordo com a presente invenção, e a Figura 1B mostra uma vista esquemática do sistema 10. Como mostrado e discutido no presente relatório descritivo, esse sistema 10 é um sistema de Perfuração com Pressão Controlada (MPD), e, mais particularmente, uma forma de Pressão de Fundo de Poço Constante (CBHP) de sistema MPD. Embora discutidos nesse contexto, os ensinamentos da presente invenção podem se aplicar igualmente a outros tipos de sistemas de perfuração com pressão controlada, tais como outros sistemas MPD (Perfuração por Tampa de Lama Pressurizada, Perfuração de Controle de Fluxo de Retorno, Perfuração por Gradiente Duplo, etc.), bem como sistemas de Perfuração Subequilibrada (UBD), como vão ser considerados por aqueles versados na técnica tendo o benefício da presente descrição.

O sistema MPD 10 tem um dispositivo de controle rotativo (RCD)

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12, do qual um cordão de brocas 14 e uma ponta de broca 18 se estendem furo abaixo, em um furo de poço 14, por uma formação 20. O dispositivo de controle rotativo 12 pode incluir qualquer dispositivo de contenção de pressão, que mantém o furo de poço fechado durante todo o tempo em que o furo de poço está sendo perfurado. O sistema 10 também inclui bombas de lama (não mostradas), um tubo vertical (não mostrado), um tanque de lama (não mostrado), um separador de lama - gás 120 e várias linhas de fluxo (102, 104, 106, 122, 124), bem como outros componentes convencionais. Além destes, o sistema MPD 10 inclui um distribuidor de bloqueador automatizado 100, que é incorporada nos outros componentes do sistema 10.

Como melhor mostrado na figura 1B, o distribuidor de bloqueador automatizado 100 controla a pressão durante a perfuração e é incorporada no sistema 10, a jusante do dispositivo de controle rotativo 12 e a montante do separador de gás 120. O distribuidor 100 tem o bloqueador 110, um rotâmetro de massa 112, sensores de pressão 114, uma unidade de energia hidráulica 116 para atuar o bloqueador 110, e um controlador 118 para controlar a operação do distribuidor 100. Um sistema de aquisição de dados 170, acoplado por comunicação ao distribuidor 100, tem um painel de controle com uma interface de usuário e capacidades de processamento. O rotâmetro de massa 112 pode ser um tipo Coriolis de rotâmetro.

Um sistema de perfuração 10 adequado, com um distribuidor de bloqueador 100 para a presente invenção é o sistema Secure Drilling®, disponível da Weatherford. Os detalhes relacionados a esse sistema são descritos na patente U.S. 7.044.237, que é incorporado, na sua totalidade, por referência, no presente relatório descritivo.

Como mostrado na figura 1B, o sistema 10 usa o dispositivo de controle rotativo 12 para manter o poço fechado às condições atmosféricas. O fluido que sai do poço escoa pelo distribuidor de bloqueador automatizado 100, que mede o fluxo de retorno e a densidade usando o rotâmetro Coriolis 112, instalado em linha com o bloqueador 110. Os componentes de software do distribuidor 100 então comparam a vazão para o e do poço 16, a pressão de injeção (ou pressão do tubo vertical), a contrapressão superficial (medida

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9/39 a montante do bloqueador de perfuração 110), a posição do bloqueador 110, e a densidade da lama. Comparando estas variáveis, o sistema 10 identifica os influxos e as perdas furo abaixo mínimos, em tempo real, e age para controlar a pressão do anel central durante a perfuração. Todas as informações monitoradas podem ser exibidas para o operador no painel de controle do sistema de aquisição de dados 170.

Durante as operações de perfuração, o sistema 170 monitora quaisquer desvios em valores e alerta os operadores de quaisquer problemas que possam ser provocados por um influxo de fluido no furo de poço 16 da formação 20, ou uma perda de lama de perfuração na formação 20. Além disso, o sistema 170 pode detectar, controlar e circular automaticamente fora desses influxos por operação do bloqueador 110 no distribuidor de bloqueador 100.

Por exemplo, um possível influxo de fluido pode ser notado quando o valor de fluxo de saída (medido do rotâmetro 112) se desvia do valor de fluxo de entrada (medido das bombas de lama). Quando um influxo é detectado, um alerta notifica o operador para aplicar o freio, até que seja confirmado estar seguro para perfuração. Neste meio tempo, nenhuma variação na vazão da bomba de lama é necessária, nesse estágio.

Em uma forma de autocontrole de excitação, no entanto, o sistema 170 fecha automaticamente o bloqueador 110, a um grau determinado, para aumentar a contrapressão superficial no anel circular do furo de poço 16 e interromper o influxo. A seguir, o sistema 170 circula o influxo para fora do poço, por ajuste automático da contrapressão superficial, aumentando, desse modo, a pressão de circulação furo abaixo e evitando um influxo secundário. Um tanque de coleta conceitualizado é monitorado para as variações do volume de fluido superficial, porque as medidas de ganho do poço convencionais não são usualmente muito precisas. Isso é tudo monitorado e exibido para oferecer controle adicional dessas etapas.

Por outro lado, uma possível perda de fluido pode ser notada quando o valor do fluxo de entrada (medido das bombas) for maior do que o valor do fluxo de saída (medido pelo rotâmetro 112). Etapas similares

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10/39 àquelas acima, mas adequadas para perda de fluido, podem ser então implementadas pelo sistema 170, para controlar a pressão durante a perfuração, nessa situação.

Além do distribuidor 100, o sistema 10 inclui um dispositivo de avaliação de gás 150, incorporado nos componentes do sistema 10. Como mostrado, o dispositivo 150 é disposto a jusante do distribuidor de bloqueador 100 e a montante do separador de gás 120. Em virtude do dispositivo 150 ser localizado entre o distribuidor 100 e o separador 120, e antes do desviador de calha de cortes, o dispositivo 150 pode conduzir monitoramento do fluido, se o separador 120 for ou não usado.

Como descrito no presente relatório descritivo, faz-se referência ao dispositivo descrito 150 como sendo um dispositivo de avaliação de gás. No entanto, vai ser evidente com o benefício da presente descrição de que o dispositivo de avaliação 150 descrito pode ser usado para avaliar qualquer número de fluidos e não apenas gás em fluido ou lama de perfuração. Portanto, no contexto da presente invenção, referência à avaliação de gás no fluido de perfuração se refere igualmente à avaliação de qualquer fluido objeto em fluido de perfuração, para avaliação. Em geral, o dispositivo de avaliação 150 pode avaliar hidrocarbonetos (por exemplo, de 1 a 10 ou mais átomos de carbono), gases diferentes de hidrocarbonetos, dióxido de carbono, nitrogênio, hidrocarbonetos aromáticos (por exemplo, benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno), ou outros gases ou fluidos de interesse em fluido de perfuração.

Como mencionado acima, os coletores de gás convencionais, usados na técnica para determinar o teor de gás na lama de perfuração, são adequados para pressões ambiente, e são colocados na calha ou a jusante do separador 120. Essas limitações provocam assinaturas de gás errôneas. O dispositivo de avaliação de gás 150 da presente invenção é, no entanto, disposto na linha de fluxo 102, que vai do distribuidor de bloqueador 100 para o separador de gás 120.

Como proporcionado em mais detalhes abaixo, o dispositivo 150 é, de preferência, um dispositivo de extração de gás, que usa uma membraPetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 28/63

11/39 na semipermeável para extrair gás da lama de perfuração para análise. Em virtude do gás na lama de perfuração poder estar dissolvido e/ou livre de gás, o sistema 10 pode calcular a reposição do gás dissolvido e livre. De preferência, o sistema 10 usa um rotâmetro de fases múltiplas 130 na linha de fluxo 102, para auxiliar na determinação da reposição de gás. Como vai ser considerado, o rotâmetro de fases múltiplas 130 pode ajudar a modelar o fluxo de gás na lama de perfuração e proporcionar resultados quantitativos para refinar o cálculo da concentração de gás na lama de perfuração.

Como detalhado abaixo, o dispositivo de avaliação de gás 150 pode extrair hidrocarboneto (por exemplo, de 1 a 10 átomos de carbono) e outros gases ou fluidos da lama de perfuração, e um cromatógrafo gasoso (descrito abaixo) analisa o gás ou fluido extraído, para determinar a sua reposição. A extração do gás ou fluido da lama e a passagem dele para o cromatógrafo gasoso pode levar um certo período de tempo de processamento, para determinar a concentração do teor de gás particular. Portanto, o dispositivo 150 pode ser ajustado para monitorar hidrocarbonetos em uma faixa particular, para uma determinada aplicação. Em geral, o dispositivo 150 pode monitorar hidrocarbonetos na faixa de 1 a 5 átomos de carbono para análise em cerca de 20 s, na faixa de 1 a 8 átomos de carbono em cerca de 60 s, e na faixa de 1 a 10 átomos de carbono em cerca de 135 s.

O dispositivo de avaliação de gás 150 pode monitorar distintamente todos os vários tipos de gás de 1 a 10 átomos de carbono, ou algum subconjunto deles, em um modo sequencial, para caracterizar o gás da formação conduzida pela lama de perfuração. Alternativamente, mais de um dispositivo de avaliação de gás 150 pode ser usado para monitorar o gás na lama de perfuração de passagem. Em outras palavras, um dispositivo 150 pode monitorar o teor de gás para cada tipo - isto é, um primeiro dispositivo para C1, um segundo dispositivo para C2, etc. Alternativamente, quaisquer dispositivos de avaliação de gás 150 combinados podem monitorar um ou mais tipos de teores de gás. Deste modo, os dispositivos 150 podem monitorar essencialmente cada tipo de gás continuamente, na medida em que a lama de perfuração passa pelos dispositivos 150. Isso pode proporcionar

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12/39 mais detalhes mais compreensivos e completos do teor de gás da lama de perfuração, que passa a partir do distribuidor de bloqueador 100.

A incorporação do dispositivo de avaliação de gás 150 no sistema 10 evita assinaturas de gás errôneas obtidas com os coletores de gás convencionais. Ainda, o dispositivo 150 também proporciona análise de gás de alta resolução, densidade do fluxo, e dados de pressão durante a perfuração, que podem ser depois usados para determinar as características da formação subjacente 20 sendo atualmente perfurada. Por sua vez, essas informações podem ser usadas para vários fins detalhados no presente relatório descritivo.

B. Visão geral do processo

Com um entendimento do sistema 10 proporcionado acima, a discussão vai então a um processo 200 na figura 2 para avaliar o gás superficial, durante a perfuração com pressão controlada, de acordo com a presente invenção. Durante a operação de perfuração, o sistema de aquisição de dados 170 monitora os vários parâmetros de interesse (bloco 202). Este incluem a vazão para o e do furo de poço 16, a pressão de injeção (ou pressão do tubo vertical), a contrapressão superficial (medida a montante do bloqueador de perfuração), a posição do bloqueador 110, e a densidade da lama, entre outros parâmetros úteis para MPD, UBD ou outra operação de perfuração com pressão controlada. Com base nesses parâmetros monitorados, os operadores podem identificar os influxos e perdas furo abaixo mínimos, em tempo real, e podem controlar a pressão para a perfuração do furo de poço no equilíbrio (bloco 204). Eventualmente, o sistema 10 detecta um influxo quando uma variação em uma zona de formação é encontrada (bloco 206). Como detalhado no presente relatório descritivo, a variação pode envolver qualquer de várias possibilidades, incluindo o atingimento de uma zona na formação com uma maior pressão de formação, por exemplo.

Com o influxo detectado, o sistema 10 ajusta automaticamente o bloqueador 110 no distribuidor 100, para recuperar o equilíbrio para perfuração com pressão controlada (bloco 208). Como discutido acima, o distribuidor de bloqueador 100 é disposto a jusante do dispositivo de controle rotatiPetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 30/63

13/39 vo 12 e controla a contrapressão superficial no poço 16 por ajuste do fluxo de lama de perfuração de saída, do poço do dispositivo de controle rotativo 12 para o separador de gás 120.

Tipicamente, vários microajustes são calculados e feitos no bloqueador 110 durante o processo de perfuração, na medida em que vários parâmetros operacionais variam continuamente. Dos ajustes, o sistema 10 pode determinar a pressão de fundo do poço, na zona de momento da formação, considerando a profundidade de perfuração de momento, o peso de lama equivalente, a carga estática, e outras variáveis necessárias para o cálculo (bloco 210).

Concorrente com a operação do distribuidor 100, o dispositivo de avaliação de gás 150 monitora a lama de perfuração, que passa do distribuidor 100 pela linha de fluxo 102 (bloco 212). Eventualmente, após algum tempo de retardo calculado, que depende da vazão e da profundidade de momento do poço, o fluido efetivo da formação, que provoca o influxo, vai atingir o dispositivo de avaliação de gás 150. O tempo de retardo pode ser diretamente determinado com base nas vazões conhecidas, profundidade do furo de poço, localização da zona que provoca o influxo, etc. Operando como descrito no presente relatório descritivo, o dispositivo de avaliação de gás 150 então determina diretamente o teor de gás de hidrocarboneto da lama de perfuração, que passa pelo dispositivo 150.

O dispositivo de avaliação de gás 150 pode ser calibrado para a lama de perfuração particular usada no sistema 10, e qualquer tipo adequado de lama de perfuração pode ser usado no sistema 10. Para obter uma leitura delta, um dispositivo de avaliação de gás auxiliar (não mostrado) pode ser instalado no sistema 10, no fluxo de lama de perfuração para o poço (dos tanques ou das bombas de lama), para determinar o teor de gás inicial da lama de perfuração escoando para o poço. Este valor pode ser então subtraído da leitura pelo dispositivo 150, tomado a jusante da lama de perfuração, escoando a partir do dispositivo de controle rotativo 12. Disto, uma determinação pode ser feita se aquela parte do teor de gás é devido ao influxo encontrado no poço.

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Como mencionado acima, o dispositivo 150 é localizado na linha de fluxo 102 a jusante do distribuidor de bloqueador 100 e antes do separador 120. Essa localização permite que o dispositivo 150 conduza análise de gás direta em qualquer modo de operação. Como mencionado acima, um tipo de sistema de coletor de gás convencional vai ser localizado no fosso e atrás do separador 120. Essa localização convencional requer dois sistemas de coletor de gás, para executar análise de gás e propiciar o desvio do fluxo pelos sacudidores ou pelo separador. Ainda, a análise de gás a jusante do separador de gás 120 é afetada diretamente pelo efeito de desgaseificação do separador. Esse não é o caso com o presente dispositivo 150, disposto na linha de fluxo 102, a montante do separador de gás 120.

O teor de gás determinado (valor de hidrocarboneto, percentual, mistura, solúvel, livre) na lama de perfuração é então correlacionado à densidade da lama de perfuração, com base nas medidas do rotâmetro 112, para determinar o volume do gás particular do influxo (bloco 214). Como é bem conhecido, a vazão volumétrica da lama de perfuração vai ter a sua vazão mássica dividida pela densidade da lama. Nesse aspecto, a densidade da lama varia constantemente, devido às variações em temperatura, pressão, constituição composicional da lama (isto é, concentração de gás), e fase do teor de fluido (isto é, teor de gás livre ou gás dissolvido). Todos esses parâmetros monitorados são considerados nos cálculos do volume de gás no influxo.

A densidade do fluido do sistema 10 pode ser usada para determinar o volume do gás de fase livre na linha de fluxo 102, e a razão de gás de fase livre para solúvel pode ser usada para corrigir as leituras de gás e determinar o teor de gás. Os vários cálculos podem ser simplificados por consideração de que todo o gás é metano (C1). No entanto, o rotâmetro de fases múltiplas 130 é, de preferência, usado no lugar, de modo que alguns dos cálculos indiretos possam ser evitados.

Finalmente, o volume determinado para o gás de influxo é correlacionado à pressão no fundo do poço, no local na formação no qual ocorreu o influxo, para caracterizar a zona no poço durante a perfuração (bloco 216).

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Finalmente, como vai ser detalhado abaixo, a correlação das leituras de gás do dispositivo de avaliação de gás 150 com as leituras de perfuração do distribuidor de bloqueador 100 e de outros componentes do sistema 100 pode permitir que os operadores caracterizem a formação durante as operações de perfuração.

Por exemplo, as informações correlacionadas podem identificar os limites litológicos e os contatos do reservatório, localizar os contados óleo / água furo abaixo, detectar variações no fluido na formação, e fazer outras determinações descritas no presente relatório descritivo. Além do mais, os operadores podem identificar a produtividade de uma zona, durante a perfuração. Com base nos parâmetros de perfuração conhecidos, os operadores podem determinar a pressão de formação e a pressão da coluna do furo de poço, que provocaram o influxo. Por uso de técnicas descritas no presente relatório descritivo, os operadores também podem determinar densidade / volume do influxo e do tipo de gás do influxo detectado na lama de perfuração. Das informações de pressão, o volume de gás que se originou da formação e do tipo de gás do influxo da forma, os operadores podem deduzir a produtividade da zona perfurada de momento.

C. Sonda de extração à base de membrana

Como mencionado acima, o dispositivo de avaliação de gás 150 usa, de preferência, uma sonda tendo uma membrana semipermeável, para extrair gases diretamente da lama de perfuração, sem a necessidade para a agitação requerida por um coletor de gás convencional. Uma sonda à base de membrana, preferida é a GC-TRACER, disponível da Weatherford. Os detalhes relativos à sonda à base de membrana conhecida como GCTRACER são proporcionados abaixo, bem como nas patentes U.S. 6.974.705 e 7.111.503, que são incorporadas, nas suas totalidades, por referência, no presente relatório descritivo.

As figuras 3A - 3C mostram uma sonda de extração de gás à base de membrana 160, para uso com o dispositivo de avaliação de gás 150 da presente invenção. A figura 3D mostra um cromatógrafo gasoso 168 para o dispositivo 150 em um invólucro. Como mostrado na figura 3A, a sonda

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160 tem uma membrana semipermeável 166, que é inserida diretamente na linha de fluxo 102 (tipicamente ortogonal ao fluxo de fluido para maximizar as eficiências de extração). A membrana 166 extrai gases da lama de perfuração por exploração das diferenças em pressão parcial dentro da sonda 160 e na lama de perfuração na linha de fluxo 102. Este diferencial de pressão propicia uma ampla gama de gases de hidrocarbonetos e diferentes de hidrocarbonetos, livres ou dissolvidos, para permear pela membrana 166.

Um fluido ou gás portador de uma entrada 162 varre continuamente a membrana 166, para transportar o gás amostrado para fora de uma saída 164. A passagem pelas linhas de amostra (não mostradas) da sonda 160, os gases portador e de amostra passam para o cromatógrafo gasoso do dispositivo 168, na figura 3D, alojados separadamente no invólucro.

A remoção dos hidrocarbonetos dentro do gás portador mantém o diferencial de pressão e as linhas de amostra são tipicamente aquecidas para garantir alta resolução de componentes gasosos mais pesados. O sistema de fluxo fechado da sonda elimina a diluição das amostras de gás com ar (uma grande dificuldade do sistema de coleta de gás), garantindo melhor precisão das amostras. Tipicamente, o invólucro para o cromatógrafo gasoso 168 é situado 3 m (10 ft) da sonda 160, proporcionando um tempo de trânsito curto para os gases de amostra e reduzindo o tempo de retardo. De preferência, o gás portador para a sonda 160 é hélio, embora hidrogênio e argônio também possam ser usados.

Durante a operação de perfuração, o gás na lama de perfuração, a jusante do distribuidor de bloqueador (100), passa pela linha de fluxo 102 e permeia pela membrana 166. Conduzido então pelas linhas de gás portador e de amostra, o gás extraído atinge o cromatógrafo gasoso 168 a ser analisado. A natureza quantitativa da extração proporciona uma análise precisa e rápida do gás.

A sonda 160 é operada tipicamente com uma contrapressão proporcionada pelo gás portador da entrada 162. Em virtude da sonda 160 ser disposta no fluxo da lama de perfuração tendo uma pressão (que pode ser tão alta quanto, por exemplo, 861,8 kPa - 125 psi), o gás portador vai

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17/39 precisar, usualmente, equilibrar essa; embora, as modificações feitas na construção da sonda (detalhadas abaixo) proporcionem suporte para a membrana 166 e permitam que a sonda 160 opere com o gás portador a pressões padrões de até 31 kPa (4,5 psi). De preferência, a membrana 166 da sonda é suficientemente resistente para sobreviver no fluxo de fluido por um período adequado, e pode suportar encontros com o fluido e cortes no fluxo.

Como mostrado na figura 3D, o microcromatógrafo gasoso de alta velocidade 168 é alojado dentro de um invólucro. O cromatógrafo gasoso 168 analisa as amostras de gás da sonda 160. Em geral, o cromatógrafo 168 pode ser configurado para analisar gases de hidrocarbonetos variando de metano (C1) a octano (C8), bem como nitrogênio (N2), dióxido de carbono (CO2), benzeno e tolueno em menos de 60 segundos. Além disso, o cromatógrafo gasoso 168 pode ser configurado para analisar metano (C1) a decano (C10) em aproximadamente 135 segundos. Esses limites de tempo são apenas mencionados para serem exemplificativos e podem diferir mais ou menos, dependendo das capacidades de implementação e de equipamento.

O cromatógrafo gasoso 168 pode ser também configurado para analisar hidrocarbonetos superiores a C10, e pode ser configurado para analisar gases diferentes de hidrocarbonetos, incluindo dióxido de carbono, nitrogênio, e hidrocarbonetos aromáticos (benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno). Após análise, os dados brutos são transferidos por uso de uma ligação com ou sem fio, pelo protocolo TCP/IP ou outro de comunicação, ao sistema de aquisição de dados (170; figura 1B), ou assemelhados.

1. Detalhes da sonda

Como mencionado acima, os detalhes da sonda de extração de gás à base de membrana 160, adequada para as técnicas descritas, podem ser encontrados nas patentes U.S. 6.974.705 e 7.111.503. De preferência, as modificações na sonda 160 aperfeiçoam o desempenho da membrana nas pressões mais altas, encontradas tipicamente dentro dos sistemas MPD e UBD. Os detalhes particulares da sonda de extração de gás à base de membrana 160 são apresentados nas figuras 3B - 3C. A sonda 160 inclui

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18/39 uma camada de malha de aço externa 194 na superfície da membrana 166, para aperfeiçoar a expectativa de vida da membrana. A camada de malha 194 ajuda a aliviar o desgaste na superfície da membrana 166, por formação dos cortes em suspensão dentro do fluido de perfuração.

A malha externa 194 também aumenta a rigidez da membrana 166, que é necessária devido às maiores vazões experimentadas dentro da tubulação superficial, em comparação com as disposições mais convencionais. A malha 194 ajuda a resistir à membrana 166 tentando puxar de sob os grampos 165, retendo-a no lugar. Além da malha externa 194, a membrana 166 tem uma maior sobreposição nas bordas, sob os grampos perimétricos 165, para também aliviar o empurrão da membrana 166 para fora dos grampos 165.

Um alívio 163, que pode compreender canais, é definido na área de travessão do corpo principal 161 da sonda 160. Este alívio 163 aperfeiçoa as características de fluxo distante de atrás do corpo da membrana 190. Outra malha de aço 192 fica por baixo da membrana 166 e proporciona suporte acima do relevo do travessão 163, para aperfeiçoar as características de fluxo a pressões mais altas.

2. Sistema de purga

Devido às características do material da membrana, a eficiência da transição de hidrocarbonetos do fluido de perfuração é maior para os hidrocarbonetos mais pesados. Isso tem o potencial para gerar condensação dentro das linhas de gás do dispositivo de avaliação de gás 150, devido às diferenças na temperatura ambiente e às maiores pressões parciais dentro das linhas de gás. Para minorar quaisquer consequências com a condensação, que pode provocar bloqueios dentro do sistema, o dispositivo de avaliação de gás 150 inclui um sistema de purga 180, como detalhado na figura 4. O sistema de purga 180 é acoplado à sonda 160 por meio de linhas de gás umbilicais do dispositivo 150.

O sistema de purga 180 inclui um módulo de controle pneumático 182, conectado a um invólucro de circuito de purga 184 pela tubulação 183. O invólucro 184 aloja as válvulas 186-1 e 186-2, um coletor de fluido

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185, um medidor de pressão 187, uma ventilação de exaustão 189 com um retentor de chama, e um regulador 188, com uma pressão ajustada entre 0 e 965,3 kPa (0 e 140 psi). As válvulas 186-1 e 186-2 podem ser válvulas esféricas. O invólucro 184 é conectado a uma fonte de suprimento de hélio, pela tubulação, e é conectado à sonda 160 por uma mangueira de linha dupla. A conexão à sonda 160 pode ser incorporada diretamente na linha de suprimento para o gás portador e linha de amostra, usados para o cromatógrafo gasoso (168), conectado aos orifícios da sonda 162 / 164, ou pode ser feita por conexões auxiliares nos orifícios da sonda 162 / 164.

Durante as operações, o módulo de controle pneumático 182 opera pneumaticamente o sistema de purga 180 por meio de retorno e suprimento e rotineiramente purga a sonda 160. Como ilustrado na figura 4, a primeira válvula 186-1 é mostrada na sua posição normal, e a segunda válvula 186-2 é mostrada na sua posição de purga. Quando do início da operação de purga, a primeira válvula 186-1 é colocada na sua posição de purga, antes da segunda válvula 186-2 ser operada. Quando do término da operação de purga, a primeira válvula 186-1 é colocada de volta na sua posição normal, logo depois da segunda válvula 186-2 ser retornada à sua posição normal.

Quaisquer fluidos, que possam, de outro modo, provocar bloqueios, são retidos no coletor de fluido 185, que tem, de preferência, um dreno acessível. Durante a operação, a pressão do regulador 188 é aumentada gradualmente e depois retornada a zero. Ainda, a pressão máxima no regulador 188 é ajustada de modo a não exceder a pressão na linha de fluxo da lama de perfuração por mais do que algum valor predeterminado (isto é, 137,9 kPa - 20 psi), para evitar dano à membrana da sonda (166). O sistema de purga 180 pode ser operado manualmente ou configurado para operação automática com um tempo pré-ajustado para purga.

3. Disposição da tubulação

Como mostrado na figura 1B, a sonda 160 do dispositivo de avaliação de gás 150 é instalada na linha de fluxo 102, por uso de uma disposição e flange de tubulação, cujos detalhes vão ser discutidos a seguir. Por

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20/39 exemplo, as Figuras 5A - 5B mostra uma disposição de tubulação para o dispositivo de avaliação de gás 150. A sonda (160) é montada em um flange 150# de 15,2 cm (6) 170, mostrada na figura 5C, juntamente com sensores de monitoramento de pressão e compensação de temperatura integrais (não mostrados). Por sua vez, esse flange 170 é montado em um flange complementar 157 na linha de fluxo 102. Um tubo de distribuidor 152, disposto fora da linha de fluxo 102, permite que a sonda 120 seja isolada do fluxo por fechamento das válvulas 156 / 158, de modo que a sonda 160 possa ser isolada da linha de fluxo 102 por uma outra válvula 154.

O flange 170 na figura 5C tem uma extensão cilíndrica 174 para reter a parte externa da sonda (160), de modo que a membrana (166) possa ser estendida, para que fique exposta além do outro lado do flange 170 e no sentido da linha de fluxo (102). O flange 170 tem também um tubo interno 176, que se estende para a linha de fluxo (102), para reter os sensores, tais como os sensores de temperatura e pressão para o fluxo de fluido.

4. Outros sensores de gás

Embora a discussão acima tenha focalizado o uso de uma sonda de extração de gás à base de membrana 160, inserida na linha de fluxo 102, para obter amostras de gás, e um cromatógrafo gasoso 168, para obter as leituras de gás, o sistema 10 pode usar outros tipos de sensores e ferramentas para análise do gás. Por exemplo, as amostras da lama de perfuração podem ser dirigidas ou purgadas para um dispositivo de avaliação, separado da linha de fluxo 102, que analisa o fluido e determina o gás na lama de perfuração. Esse dispositivo de avaliação pode usar um cromatógrafo gasoso, que não usa uma membrana para extrair gás, mas usa no lugar uma outra técnica disponível no ramo. Além disto, esse dispositivo pode ser também um dispositivo de base óptica, que interroga opticamente a amostra de lama de perfuração, para determinar o seu teor de gás.

Além dos dispositivos de avaliação de gás 150, o sistema 10 pode usar um espectrômetro de massa para determinar as variações isotópicas de carbono do gás (isto é, os isótopos Carbono-12 e Carbono-13) na lama de perfuração. Além do mais, os sensores de registro de lama podem ser

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21/39 também usados no local do dispositivo de avaliação de gás 150, para obter informações adicionais.

D. Fatores no uso do dispositivo de avaliação de gás no sistema

O processamento das leituras de gás, obtidas com o dispositivo de avaliação de gás 150 (e especialmente a sonda à base de membrana 160) no sistema 10 considera os vários fatores que ajudam a quantificar adequadamente as leituras. Um fator envolve a solubilidade de gás dos gases dissolvidos na lama de perfuração sendo medida. Outros fatores envolvem o efeito da temperatura na solubilidade do gás, o efeito da pressão na solubilidade de gás e a transição pela membrana da sonda (166), a vazão pela membrana (166), e a razão dos gases em fase livre para os dissolvidos na lama de perfuração. Estes fatores são discutidos abaixo.

1. Efeitos da temperatura nas leituras

As leituras obtidas pelo dispositivo de avaliação de gás 150 podem ser influenciadas pela temperatura, com base em como a temperatura pode alterar a solubilidade do gás dentro do fluido de perfuração. Portanto, o dispositivo de avaliação de gás 150 usa uma sonda de temperatura 172 (figura 1B), para monitorar a temperatura da lama no local do dispositivo 150. Em particular, para a sonda de extração de gás à base de membrana 160, a leitura de temperatura proporciona uma entrada para corrigir as extrações de gás em diferentes temperaturas e solubilidades correspondentes. Em geral, o perfil de temperatura para a sonda 160 pode ser caracterizado para as proporções conhecidas de gases particulares em tipos particulares de lama de perfuração. Em geral, as leituras para os hidrocarbonetos aumentam com a temperatura em uma função do tipo exponencial, porque há uma diminuição na solubilidade com um aumento em temperatura. Além disto, as leituras para os hidrocarbonetos mais pesados aumentam mais rapidamente com a temperatura do que para os hidrocarbonetos mais leves. Os comportamentos particulares podem ser modelados matematicamente e usados durante o processamento de dados brutos, para corrigir os efeitos da temperatura nas leituras obtidas com o dispositivo de avaliação de gás 150.

2. Efeitos da pressão nas leituras

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A pressão tem um efeito negativo nas leituras de gás na superfície pelo dispositivo de avaliação de gás 150. A figura 6 mostra um ensaio exemplificativo, indicando o efeito que a pressão pode ter nas leituras de metano (C1) pelo dispositivo de avaliação de gás 150. Em geral, o aumento em pressão aumenta a solubilidade do gás na lama de perfuração. Para a sonda de extração de gás à base de membrana 160, pode haver também um efeito na eficiência de transição de gás pela membrana. Estes efeitos pode ser quantificados para proporcionar fatores de correção. Então, o dispositivo de avaliação de gás 150 usa as leituras de pressão de um sensor de pressão 174 (figura 1B), de modo que os valores das leituras de gás obtidos a jusante do distribuidor de bloqueador 100 podem ser corrigidos com base nos efeitos conhecidos da pressão.

3. Efeitos do fluxo nas leituras

O fluxo tem um efeito positivo nas leituras de gás na superfície pelo dispositivo de avaliação de gás 150. A figura 7 mostra um ensaio exemplificativo, indicando o efeito que o fluxo pode ter nas leituras de metano pelo dispositivo de avaliação de gás 150. As leituras de gás aumentam com a velocidade do fluxo acima da interface de membrana. Para a sonda de extração de gás à base de membrana 160, isto resulta em um aumento no gás passando pela membrana 166, em relação ao fluxo do gás portador de hélio, atrás da membrana 166. Na verdade, mais gás é liberado por unidade de tempo e resulta em concentrações de gás aparentes mais altas, e o efeito do fluxo dentro do parâmetro encontrado parece linear. De novo, esses efeitos podem ser quantificados para proporcionar fatores de correção. Então, o dispositivo de avaliação de gás 150 usa as leituras de fluxo do rotâmetro 112, de modo que os valores das leituras de gás, obtidos a jusante do distribuidor de bloqueador 100, possam ser corrigidos com base nos efeitos conhecidos do fluxo nas leituras.

4. Efeito de gás livre nas leituras

A concentração de gás livre na lama de perfuração, que passa pelo dispositivo de avaliação de gás 150, pode ter também um efeito nas leituras de gás obtidas. Para a sonda de extração de gás à base de memPetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 40/63

23/39 brana 160, a transição de gás pela membrana 166 é relacionada com o meio no qual o gás está contido. As solubilidades para os diferentes meios são calculadas e incorporadas dentro dos algoritmos de processamento para o dispositivo 150. Em ar, por exemplo, a solubilidade efetiva é zero, de modo que o gás em fase livre, em contato com a membrana 166, gera uma resposta de sinal mais intensa.

Nas lamas de corte de gás encontradas durante a perfuração, o efeito das concentrações de gás livre nas leituras de gás pode ser significativo. No entanto, a resposta é inteiramente repetível e previsível, de modo que possa ser caracterizada para determinar os fatores de correção para os vários gases e tipos de lama de perfuração envolvidos. Primeiro, a razão de gás livre para volume de lama pode ser determinada. Depois, a proporção de gás na fase livre pode ser calculada simplesmente por conhecimento do tipo de gás e da densidade do fluido quando do corte de gás. A formação do gás em fase livre fica significativa, quando o teor de gás da lama excede aproximadamente 15%. A proporção de gás em fase livre vai modificar a solubilidade efetiva do gás, o que provocaria uma superestimativa do gás no teor de lama, a menos que uma correção seja feita.

O efeito do teor de gás livre pode ser caracterizado para proporcionar um modificador, que pode ser aplicado a um coeficiente de solubilidade de gás, para corrigir as leituras de gás obtidas pelo dispositivo de avaliação de gás 150. A figura 8 representa graficamente uma relação entre um modificador de coeficiente de solubilidade e a concentração (%) de gás livre presente. Alternativamente, com a composição de gás conhecida, pode ser dividida com base na razão de gases livre para dissolvidos, calculada da variação de densidade. Os componentes divididos podem ser depois tratados separadamente em termos dos algoritmos de solubilidade aplicados antes que os dois componentes sejam recombinados para proporcionar um teor de gás total do fluido de perfuração.

5. Outros fatores

A operação do dispositivo de avaliação de gás 150 pode ser caracterizada para outros fatores, incluindo, por exemplo, o pH, a razão de

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24/39 óleo para água, a velocidade do fluxo e a viscosidade. Em virtude do dispositivo de avaliação de gás 150 ficar a jusante do distribuidor de bloqueador 100, vai experimentar determinadas quedas de pressão e variações de temperatura, diferentes dos valores efetivos da lama de perfuração escoando para fora do poço. Portanto, o dispositivo 150 pode usar os sensores de pressão e temperatura para considerar esses efeitos. Ainda que a sonda de extração de gás à base de membrana 160 seja bem adequada para essa localização atrás do distribuidor de bloqueador 100, um dispositivo de avaliação de gás 150 robusto pode ser usado a montante do bloqueador 100, ou mesmo no furo de poço. Neste local, determinados ajustes para pressão e temperatura podem ser necessários ou não.

6. Gases de conexão

Como é conhecido, gás de conexão se refere ao gás entrando no furo de poço, quando as bombas de lama são interrompidas, de modo que os operadores podem fazer uma conexão na coluna de tubo de perfuração. O gás pode entrar no furo de poço porque a pressão no fundo do poço diminui, quando as bombas são paradas. Uma conexão simulada se refere à coluna de tubo de perfuração sendo levantada do fundo e as bombas sendo interrompidas. Além disto, os operadores podem conduzir, às vezes, limpeza ou levantamento da coluna de tubo de perfuração rapidamente do fundo. Por conseguinte, a pressão no furo de sonda cai e encoraja escoamento dos fluidos de formação para o furo de poço. O gás resultante dessa limpeza podem ser depois usados para avaliar a formação.

Quando ocorrem, os gases de conexão podem indicar que a pressão exercida pela coluna de lama no furo de poço fique próxima da pressão de poro da formação furo abaixo. Portanto, considerando a grandeza do gás de conexão liberado juntamente outras variáveis, tais como profundidade do furo, diferencial de pressão, permeabilidade da formação, tipo de gás detectado, tempo no qual as bombas ficam desligadas, etc., as informações de eventos de gás de conexão podem ser usadas para caracterizar os aspectos da formação.

Como mostrado na figura 9A, os eventos de gás de conexão

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25/39 significativos podem ocorrer durante as operações de perfuração. Estes eventos vão requerer um uso intenso do separador de gás 120, para remover o gás da lama de perfuração, antes que seja reutilizado. As leituras de gás para o fluxo de entrada são mostradas na primeira coluna (col. 1), enquanto que as leituras de gás do fluxo de saída, obtidas com um sistema coletor de gás convencional, são mostradas na segunda coluna (col. 2). As leituras do dispositivo de avaliação de gás 150, tendo uma sonda de extração de gás à base de membrana 160, são mostradas na quarta coluna (col.

4). Como mostrado na quarta coluna (col. 4), a sonda à base de membrana 160 produz picos definidos em (A) com diminuições em (B) nas leituras de gás, pois o evento de conexão é circulado pelo sistema. Como mostrado na segunda coluna (col. 2), o sistema coletor de gás convencional introduz uma dispersão prolongada em (C) dos gases de conexão, que encobre as leituras do gás da perfuração subsequente. Essa dispersão em (C) dos gases de conexão promove uma assinatura de gás errônea de até 60% do intervalo de profundidade entre as conexões. Ainda mais, a sonda de extração de gás à base de membrana 160, usada na quarta coluna (col. 4), não sofre desses aspectos, de modo que pode caracterizar melhor a formação perfurada entre os eventos de gás. Tendo um tempo de ciclo mais curto de apenas 25 segundos para o gás na faixa de C1 a C5, mostrada na figura 9A, a sonda de extração de gás à base de membrana 160 proporciona uma resolução de profundidade, que é maior do que a do sistema convencional na segunda coluna (col 2), a 60 s.

No todo, o tipo de coletor de gás convencional do sistema registra a presença de mais gás, porque a forma do sistema convencional de extração de gás é inconsistente e tende a responder em demasia a metano (C1). Além do mais, o sistema convencional tem a dispersão, após os eventos de gás de conexão, mencionados acima, porque o sistema fica saturado e leva tempo para ser normalizado. A figura 9B representa graficamente um exemplo de valores de gás total de um sistema coletor de volume constante. Como indica essa representação gráfica, o sistema coletor de volume constante sobrepõe os eventos de gás de conexão.

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De fato, um ensaio da composição de fluido para C1 a C5 foi conduzido por: (1) usando o dispositivo de avaliação de gás 150 da presente invenção, durante perfuração de um poço-alvo, para medir as leituras de gás; (2) usando um tipo de sistema de coletor de gás convencional, durante perfuração do poço-alvo, para medir as leituras de gás; e (3) usando as técnicas de registro de poço de um poço deslocado para o poço-alvo, para medir as leituras de gás da mesma formação subjacente. Os resultados do ensaio mostram que as leituras de gás do dispositivo de avaliação de gás 150 se correlacionam bem precisamente às leituras de gás obtidas por registro do poço deslocado. Ainda mais, o sistema convencional superestimou em demasia o teor de C1 e subestimou o teor dos hidrocarbonetos superiores de C2, C3, iC4, nC4, iC5 e nC5.

E. Correlações entre as leituras de gás e as leituras de perfuração

A figura 10A representa graficamente uma correlação entre as leituras de gás do dispositivo de avaliação de gás (150) e as leituras de peso de lama do sistema de perfuração com pressão controlada (10), tendo o distribuidor de bloqueador (100) e outros componentes. A resolução de ambos os sistemas com uma alta densidade de dados é comparável, o que facilita a correlação. Nesse gráfico, as leituras de gás na superfície são apresentadas na forma de uma concentração (%) de hidrocarbonetos de saída (300), e as leituras de peso de lama são genericamente apresentadas na forma de peso de lama (g/cm³) (302).

Em determinadas seções do poço durante a perfuração, um corte de gás considerável pode ser visto na superfície. Isso pode ocorrer em resposta a um influxo de gás durante as conexões e conexões simuladas. O influxo de gás então chega na superfície como eventos de gás muito bem definidos. Por conseguinte, os resultados de gás superficial do dispositivo de avaliação de gás (150) registram um rápido aumento em valores de gás com picos de gás de até 25%, pois esses eventos de gás de conexão são circulados na superfície. Ao mesmo tempo, uma diminuição no peso da lama é registrada pelo sistema de perfuração (10). Um exemplo desses eventos pode ser visto no gráfico da figura 10A.

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Nesta representação gráfica, a leitura total de hidrocarbonetos do dispositivo de avaliação de gás (150) é representada graficamente contra o tempo, em comparação com a variação no peso da lama, determinada do sistema de perfuração (10). Desta representação gráfico com o tempo, a relação entre o teor total de gás da lama (300) e a densidade da lama (302) pode ser vista. Por exemplo, a seção intermediária da representação gráfica é caracterizada por eventos de gás sem bombeamento acentuados, curtos. Isso indica que o teor de gás (300) é relacionado não apenas à sincronização da variação em densidade (302), mas também ao grau de variação na densidade (302).

Isto é mostrado em mais detalhes na figura 10B para uma série de eventos de gás sem bombeamento. A regressão de gás versus peso de lama mostra uma relação que existe entre os dois, indicando que tanto o dispositivo de avaliação de gás (150), quanto os sensores do sistema de perfuração (10) pode propiciar indicações claras do grau de corte de gás. Em virtude dos valores para o peso de lama serem necessários para quantificar o teor de gás livre na lama, o conhecimento de que as leituras de gás do dispositivo (150) e as leituras de peso de lama do sistema (10) correspondem em uma relação definida reforça a confiabilidade da análise e quantificação da composição de fluido proporcionada pelo dispositivo de avaliação de gás (150) no sistema (10).

Além da relação mostrada acima, a figura 11 mostra uma representação gráfica cruzada da concentração total de hidrocarbonetos (%) versus o peso da lama. Os dados representados graficamente mostram uma relação existente entre a concentração de hidrocarbonetos e a densidade da lama. Uma curva interpretada (306) é mostrada relativa a uma relação teórica (308). A curva interpretada (306) indica uma relação quase que direta entre a concentração de hidrocarbonetos e o peso da lama. De fato, a relação é próxima da linearidade, mas com um alto grau de correlação de aproximadamente 80%.

Abaixo de 2% de gás / volume de lama, a resolução das leituras de densidade parece ser limitada. A resolução limitada abaixo de 2% de gás

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I volume de lama pode ser provocada pela frequência de amostragem do dispositivo de avaliação de gás 150 ou do sistema de perfuração 10, ou pode ser provocada simplesmente por variação natural dentro do fluido. A resposta abaixo de 2% de gás / volume de lama pode ser aperfeiçoada se o sistema estiver configurado para detectar as variações com, por exemplo, uma resolução de 0,1 g/cm³

Na figura 12A, uma seção perfurada é representada graficamente mostrando a concentração de hidrocarbonetos de saída (%( (310), o peso da lama de saída (mg/cm³) (312) para o sistema MPD 10, e o fluxo de saída (m³/min) para o sistema MPD 10, relativamente entre si. Como mostra o gráfico, a relação entre a densidade e a concentração de gás se mantém pela seção perfurada. Além disso, o limiar de 2% / volume de gás na densidade é também evidente no gráfico.

Como evidenciado acima, o dispositivo de avaliação de gás 150 funciona de um modo provado, quando usado a jusante do distribuidor de bloqueador 100 e a montante do separador de gás 120, no sistema 10 das figuras 1A - 1B. Para a sonda de extração de gás à base de membrana 160, a membrana 166 se mantém bem sob as condições na linha de fluxo 102, passando do distribuidor de bloqueador 100. Quaisquer fatores que influenciam o valor de gás (valor de gás total) lido pelo dispositivo de avaliação de gás 100 podem ser identificados e caracterizados para corrigir as leituras obtidas. Finalmente, a concentração de gás pode ser correlacionada à densidade do fluido, medida durante a operação MPD. Embora a resolução abaixo de 2% / volume de gás pareça ser limitada para as medidas de densidade, a correlação global é significativa em caracterizar o surgimento de gás na superfície e definir o grau de corte de gás furo abaixo.

A figura 12B mostra um primeiro gráfico 316 de resultados de cromatografia gasosa não modificados para hidrocarbonetos totais obtidos, em comparação com um segundo gráfico 318 dos resultados, após modificação, para considerar os parâmetros de perfuração. Os volumes totais de hidrocarbonetos nesses gráficos 316 / 318 foram obtidos usando a sonda à base de membrana 160, como descrito no presente relatório descritivo. O

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29/39 primeiro gráfico 316 representa graficamente os resultados de cromatografia gasosa não modificados (hidrocarbonetos totais (%) versus profundidade). O segundo gráfico 318 representa graficamente os mesmos resultados, após considerar as informações do sistema de perfuração (10), incluindo a vazão, a temperatura, a pressão e o tipo de lama. A verificação dos resultados modificados no gráfico 318 indica que é mais representativo das condições efetivas da formação furo abaixo.

F. Caracterização da formação usando as leituras de gás e de perfuração

Como mencionado sucintamente acima, a correlação das leituras de gás do dispositivo de avaliação de gás 150 para as leituras de perfuração do distribuidor de bloqueador 100, e outros componentes do sistema 10 podem permitir que os operadores caracterizem a formação durante a perfuração. Várias dessas determinações são discutidas abaixo. Estas determinações são aplicáveis às operações MPD, UBD, e outras operações de perfuração com pressão controlada do sistema 10.

1. Limites litológicos & contados de reservatórios

Usando o dispositivo de avaliação de gás 150 atrás do distribuidor de bloqueador 100, proporcionam-se assinaturas de gás bem definidas, em resposta às variações na formação. O uso das leituras de gás do dispositivo 150 permite que os operadores determinem depois com precisão as transições na formação. A clareza obtida pode ser comparável àquela obtida por uso de técnicas LWD e WLL convencionais.

As figuras 13A - 13C mostram três imagens das mesmas formações. A imagem da formação 320 na figura 13A é selecionada pelo raio gama 321. A imagem da forma 322 na figura 13b é sobreposta pela razão de gás (C1 / hidrocarbonetos totais) 323, e a imagem da formação 324 na figura 13C é sobreposta pela razão (C1 / gás total) 325, obtida por uso do dispositivo de avaliação de gás 150, de acordo com as técnicas da presente invenção.

A tendência das duas razões de gás 323 / 325, nas figuras 13B e 13C, identifica claramente os limites de cada reservatório de arenito nas imagens da formação. Em particular, os limites são identificados pelas inflePetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 47/63

30/39 xões pronunciadas nas razões 323 / 325 na parte de topo de cada bloco, acarretadas por falha, mas caracterizando ainda os limites com uma boa eficiência de selagem. Os valores relativamente baixos de teor de metano na razão (C1 / ΣΟ) 323 entre 0,4 e 0,5 na figura 13B indica a presença de um líquido (óleo) em vez de uma fase gasosa. A diminuição gradual no teor de metano também realça a diminuição gradual na gravidade do fluido.

2. Contatos óleo / água

O dispositivo de avaliação de gás 150 pode identificar os contatos dos fluidos do reservatório, bem como avaliar a saturação de água durante a operação de perfuração. Como mostrado na figura 14, a análise de razões de gás particulares - razão (tolueno / C7) 330, razão (benzeno / C6) 332, razão (C1 / C4 + C5) 334, razão (benzeno + tolueno / C1 + C8) 336, e razão (C1 / C7) 338 podem identificar os contatos óleo / água (OWC) e a saturação de água na formação. Essas razões de gás particulares exploram as diferenças em solubilidade em água dos gases relativos. Por exemplo, a razão tolueno / C7 330 e a razão benzeno / C6 332, mostradas na figura 14, comparam os aromáticos altamente solúveis com as suas contrapartes de nalcano, para formar parte das informações. A razão C1 / C7 ajuda a identificar o contato de água pela diferença nas características do fluido. Outras razões adequadas podem ser usadas para localizar os contatos gás - óleo, que podem ser úteis para aumentar o número de operações de perfurações.

3. Variação do fluido

A figura 15 mostra um primeiro gráfico 340, representando graficamente a concentração de hidrocarbonetos (%), relativa à profundidade de perfuração, e mostra um segundo gráfico 350, representando graficamente uma razão de gás de C1 / hidrocarbonetos totais relativa à profundidade de perfuração. Um terceiro gráfico 360 ilustra esquematicamente a litologia de uma formação com diferentes zonas.

No primeiro gráfico 340, uma primeira assinatura de concentração de hidrocarbonetos totais (342) foi obtida por uso da sonda à base de membrana (160) atrás do distribuidor de bloqueador (100), como descrito no presente relatório descritivo. Essa é representada graficamente relativa a

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31/39 uma assinatura de concentração de hidrocarbonetos totais (344), obtida por uso de um coletor de gás convencionai, após o separador (120). Como mostrado, as assinaturas de concentrações de hidrocarbonetos totais (342 / 344) divergem no ponto (A), pois os hidrocarbonetos mais pesados aumentam em relevância. Portanto, o uso da sonda (160), como descrito no presente relatório descritivo, pode proporcionar um melhor entendimento das concentrações de gás, com base na profundidade de perfuração, durante a operação de perfuração.

No segundo gráfico 350, uma primeira razão C1 / THC (352) foi obtida por uso da sonda à base de membrana (160), como descrito no presente relatório descritivo. Isso é representado graficamente em relação a uma segunda razão C1 / THC (354), obtida por uso de um coletor de gás convencional. Como mostrado, a razão de coleta de gás usual (354) mostra um teor de metano constante. No entanto, a primeira razão (352), obtida de acordo com as técnicas descritas no presente relatório descritivo, mostra que ambos os teores das composições de metano e do gás dependem do tipo de rocha (indicado pela litologia 360) e da fase fluida carreada.

A figura 16 mostra dois gráficos 370 / 380, que representam graficamente as leituras de gás relativas à profundidade de perfuração. No presente caso, essas leituras de gás foram obtidas por uso da sonda à base de membrana (160), de acordo com as técnicas descritas no presente relatório descritivo. No primeiro gráfico 370, os pontos (372), com base na diferentes leituras de profundidade, são representados graficamente em função de uma primeira razão (C1 / C3) (374) e uma segunda razão (C2 / C3) (376). Os valores dessas razões ajudam a indicar que pontos são indicativos de óleo pesado, óleo leve, condensado e gás úmido. Depois, os pontos e o tipo de fluidos podem ser exibidos de acordo com os intervalos de profundidade (por exemplo, 1.026,3 - 1.034,2 m (3.367 - 3.393 ft), 1.036,3 - 1.039,7 (3.400 3.411 ft), que contêm esses tipos particulares de fluidos. O segundo gráfico 380 ilustra uma razão (C1 / hidrocarbonetos totais) representada graficamente em relação à profundidade, e mostra os intervalos de profundidade para os diferentes tipos de fluidos, determinados no primeiro gráfico (370).

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Como mostram esses gráficos 370 / 380, as leituras de gás, obtidas de acordo com as técnicas descritas no presente relatório descritivo, podem ser usadas para mostrar as várias variações de fluidos relativas à profundidade de perfuração, na medida em que a operação de perfuração é feita. Essas informações podem ser também combinadas com a pressão no fundo do poço, a várias profundidades. As pressões no fundo do poço podem ser determinadas durante a perfuração, com base nas informações de pressão obtidas com o distribuidor de bloqueador (100) do sistema (10). Assim correlacionadas, as variações no fluido e nas pressões furo abaixo, associadas com elas, podem proporcionar aos operadores uma visão mais compreensiva da formação sendo perfurada.

4. Localização de pontos-alvo no reservatório

Como discutido no presente relatório descritivo, a sonda à base de membrana (160) e o cromatógrafo gasoso de alta velocidade (168), que obtém leituras de gás do sistema (10), entre o distribuidor de bloqueador (100) e o separador de gás (120), podem produzir uma análise de razão aperfeiçoada. Como mostrado na figura 17A, essas razões aperfeiçoadas podem ser usadas para localizar pontos-alvo em um reservatório, tais como bacias de xisto, arenito e outras formações. Uma representação gráfica de maturação 390 na figura 17 representa graficamente os pontos de profundidade 392, relativa a uma primeira razão (C1 / C3) (394) e uma segunda razão (C2 / C3). A representação gráfica revela a área de reservatório e as suas zonas mais úmidas e mais secas.

A representação gráfica (398) na figura 17B representa graficamente um caminho no poço, uma leitura gama, uma razão gás para líquido (G / L), uma primeira razão de hidrocarbonetos [(benzeno + tolueno) / C1] e uma segunda razão (C1 / CO2). Desta combinação de leituras no gráfico (398), os operadores podem determinar as várias formas de informações sobre as diferentes zonas na formação.

5. Caracterização da permeabilidade e da pressão da formação

O sistema 10 pode ser também usado para determinar ambas as distribuições de permeabilidade e pressão da formação, para caracterizar o

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33/39 reservatório. Como descrito no contexto da perfuração subequilibradas no pedido de patente copendente U.S. 12/038.715, intitulado System and Method for Reservoir Characterization Using Underbalanced Drilling Data (que é incorporado por referência, na sua totalidade, no presente relatório descritivo), um ensaio de poço com vazão variável pode ser usado para interpretar a produção associada com a operação de extensão mantida ao longo de uma perfuração subequilibrada (UBD). Este ensaio de vazão variável pode então determinar ambas as distribuições de permeabilidade e pressão, para caracterizar o reservatório sendo perfurado em tempo real, durante a operação de perfuração subequilibrada. Por uso de um teste de duas vazões, as técnicas identificam ambas as distribuições de permeabilidade e pressão, por obtenção uma variação de vazão suficiente para determinar, suficientemente, as distribuições. Consequentemente, é possível identificar uma distribuição de permeabilidade, na qual camadas de alta permeabilidade, ou outros objetos similares, como fraturas, podem ser detectados.

Neste processo, uma variação é induzida na pressão do furo de fundo sob escoamento, no furo de poço, usando o sistema de perfuração, por criação de uma perturbação de pressão, quando da interrupção da circulação do sistema de perfuração, para conexão a uma plataforma. Os dados de vazão superficial de efluentes são medidos pelo rotâmetro de fases múltiplas (130; Figura 1B), em resposta à variação induzida. Como mencionado acima, o rotâmetro de fases múltiplas (130; figura 1B) é disposto a montante do separador de gás (12) do sistema de perfuração (10). As variações nos dados de vazão superficial medidos são traduzidas por modelagem e cálculos para as condições furo abaixo, por correção para os efeitos da capacidade do furo de poço. O sistema de aquisição de dados 170 então analisa a pressão no fundo do poço sob escoamento e os dados de vazão superficial medidos e determina ambas a permeabilidade e a pressão da formação, para uma parte do furo de poço, para caracterizar a parte do furo de poço. As distribuições de permeabilidade e pressão, determinadas por essas técnicas, podem ser depois combinadas com as leituras de gás para a formação, obtidas pelo dispositivo de avaliação de gás 150, e pelas técnicas descritas no

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34/39 presente relatório descritivo, para caracterizar adicionalmente a formação.

6. Determinações adicionais

O dispositivo de avaliação de gás 150 proporciona um meio seguro de análise de hidrocarbonetos, que pode aperfeiçoar significativamente a identificação de aspectos de reservatórios e pode mostrar claramente partes do reservatório. Consistente com os ensinamentos descritos no presente relatório descritivo, o sistema 10 pode ser usado durante operações de perfuração MPD, UBD ou com pressão controlada, para identificar variações litológicas, partes superiores de formações, delimitação de reservatórios (zona econômica), fases fluidas de diferentes hidrocarbonetos, contato de fluidos, barreiras litológicas e estruturais. Além disso, o sistema 10 pode estimar a densidade do fluido, a permeabilidade da rocha, a biodegradação, o grau de maturidade, o grau de fracionamento, o vazamento de gás, e a unidade térmica (BTU) das informações obtidas durante a operação MPD ou UBD.

Finalmente, em virtude de que o sistema de perfuração 10 e do dispositivo de avaliação de gás 150 podem proporcionar conjuntamente informações compreensivas da formação, durante a perfuração, segue-se que essas informações podem ser usadas para dirigir, de fato, o perfil de perfuração, quando um poço horizontal está sendo perfurado, o monitoramento das leituras de gás com o dispositivo de avaliação de gás 150 pode indicar aos operadores de direcionamento de perfuração que a perfuração deixou uma zona de interesse particular, devido a uma variação nas leituras de gás encontradas. Por sua vez, os operadores de direcionamento de perfuração podem usar as leituras contínuas e direcionar ou manobrar a perfuração para a zona desejada.

G. Leituras precisas para reduzir o tempo de perfuração.

As leituras de gás obtidas com o dispositivo de avaliação de gás 150, no sistema 10, podem ser usadas em conjunto com as medidas de rotâmetro Coriolis e de densidade dos outros componentes do sistema 10, para reduzir o tempo e os custos da perfuração. Por exemplo, as informações combinadas podem proporcionar evidência de quanto um influxo tiver ocorriPetição 870190075491, de 05/08/2019, pág. 52/63

35/39 do, e as informações podem ser depois usadas para indicar que o influxo foi circulado para fora, de modo que a perfuração pode continuar. As economias de tempo potenciais são significativas e podem reduzir os custos operacionais de equipamento em qualquer determinado poço.

O gráfico 400 na figura 18 mostra a resposta de gás do dispositivo de avaliação de gás (150) descrito, em relação a um evento rápido durante uma operação de perfuração. Como descrito abaixo, as medidas precisas do dispositivo de avaliação de gás (150) podem ajudar os operadores a detectar quando uma excitação tiver sido eliminada com sucesso, de modo que a perfuração possa ser restabelecida sem demora. Este gráfico 400 mostra apenas um exemplo de uma excitação ocorrendo durante a perfuração. Em uma determinada operação, vários desses eventos podem ocorrer que requerem resposta dos operadores. Sendo possível determinar-se com mais precisão quando o influxo tiver sido eliminado, pode-se, desse modo, reduzir o tempo de perfuração envolvido no tratamento desses influxos, de modo que a perfuração produtiva pode continuar.

Como mostrado durante operação com pressão controlada, um aumento de gás de 24% (hidrocarbonetos totais) foi observado com o dispositivo de avaliação de gás (150) descrito em 402. A densidade da lama diminuiu de 17,66 ppg a 16,30 ppg. Os operadores chegaram no fundo do poço e reduziram a rotação para 20 rpm. Os operadores então circularam pelo fundo por até duas vezes, para confirmar que um influxo de gás tinha ocorrido. O gás detectado continuou a aumentar a 53% na primeira circulação pelo fundo e depois aumentou para 70% ao final da segunda circulação pelo fundo. A lama do corte de gás foi de 13,22 ppg.

Em um estágio 404, o sistema 10 aplicou uma contrapressão superficial (SBP) de 1.068,7 kPa (155 psi) com o distribuidor de bloqueador (100) do sistema e fez uma circulação pelo fundo. O gás detectado aumentou para 63%, como mostrado em 405, após o tempo de circulação pelo fundo, e a densidade da lama aumentou para 14,80 ppg.

Em um segundo estágio 406, o sistema 10 aumentou a contrapressão superficial (SBP) para 1.723,7 kPa (250 psi) com o distribuidor de

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36/39 bloqueador (100) e fez de novo uma circulação pelo fundo. Em 407, o gás detectado aumentou rapidamente, e a densidade da lama aumentou para 16,70 ppg. Continuando com a circulação, as leituras de gás corrigidas do dispositivo de avaliação de gás (150) diminuíram a 4%, seguinte à segunda circulação pelo fundo.

Em um terceiro estágio 408, o sistema 10 aumentou a contrapressão superficial para 2.413,2 kPa (350 psi) com o distribuidor de bloqueador 100. A leitura de gás registrada do dispositivo de avaliação de gás (15), no fundo do poço, foi de 2,5%, e não houve qualquer aumento significativo na densidade, após aplicação da contrapressão superficial de 2.413,2 kPa (350 psi). Essencialmente, o poço foi efetivamente eliminado na contrapressão superficial de 1.723,7 kPa (250 psi) no estágio 406. Portanto, o terceiro estágio 408 de aumento da contrapressão superficial para 2.413,2 kPa (350 psi) não foi, provavelmente, necessário. Por utilização dos dados de gás do dispositivo de avaliação de gás (150) e verificando a diminuição de gás no segundo estágio 406, o sistema 10 e os operadores puderam reconhecer que qualquer estágio adicional de maior contrapressão superficial pode ser desnecessária, porque o poço foi efetivamente eliminado. Evitando-se depois qualquer tentativa de aumentar a contrapressão superficial, o sistema e os operadores puderam restabelecer a perfuração muito mais cedo e economizaram várias horas de tempo de equipamento no processo.

Ao longo das mesmas linhas, um gráfico 420 na figura 19 mostra as leituras de gás do dispositivo de avaliação de gás (150), durante um teste de integridade de formação dinâmica (FIT). Nesse teste, o sistema 10 faz pressão no poço a um nível elevado, mas não suficiente para quebrar a formação. Por exemplo, no estágio 422, o sistema 10 aplicou uma pressão superficial de 3.792,2 kPa (550 psi), usando uma perfuração com pressão controlada, para obter um ensaio de 10 minutos no qual a pressão se mantém constante. Seguindo um ciclo de retardo 424 após o estágio FIT 422, o dispositivo de avaliação de gás (150) obteve uma resposta de gás corrigida de 4,33% no estágio 426. Em resposta ao influxo de gás, uma contrapressão superficial de 861,8 kPa (125 psi) foi aplicada pelo distribuidor de bloqueador

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37/39 (100) no estágio 426, para controlar o evento de gás.

A primeira resposta de gás foi seguida por uma segunda resposta de gás em 428, devido à carga hidrostática de lama reduzida na coluna de lama na superfície. Isso induziu um vazamento secundário de gás para o poço, com um pico de gás corrigido de 0,85% em 428. O sistema 10, no entanto, continuou a aplicar a contrapressão superficial para o intervalo 425, até que o gás tivesse sido removido do sistema.

A resposta de gás do dispositivo de avaliação de gás (150) mostra que a formação reteve o fluido de perfuração durante o ensaio de integridade de formação dinâmica e liberou o fluido de volta no pico no estágio 426 para o furo, uma vez que a contrapressão superficial do distribuidor 110 foi removida. O gás de formação foi também liberado para o furo de poço. O sistema continuou a aplicar contrapressão superficial, para controlar o influxo de gás do FIT, mesmo no evento de contrafluxo no pico 428.

A resposta 430 de detecção de gás de registro de lama convencional, após o separador de gás, é também mostrada no gráfico 420. Após a resposta de gás inicial no estágio 426, a detecção de gás de registro de lama não pôde ser usada para monitorar os níveis de gás no local do equipamento, na medida em que a linha de fluxo foi evitada. O dispositivo de avaliação de gás (150), no entanto, pode continuar a prover informações sobre os níveis de gás dentro do sistema 10, mesmo quando o poço está sendo controlado. O dispositivo de avaliação de gás (150) pode também propiciar outras informações sobre a excitação de gás induzida secundária 428, devido à menor coluna hidrostática, uma vez que o influxo de gás inicial passou pelo furo de poço. No fim, a resposta de gás do dispositivo de avaliação de gás (150) descrito pôde propiciar uma indicação prévia para a remoção segura dos gases do sistema, de modo que a contrapressão superficial do distribuidor de bloqueador (110) pôde ser removida do sistema, logo após o término do evento. Como pode-se notar, a resposta de gás do dispositivo de avaliação de gás (150) pode então permitir que os operadores retornem às operações de perfuração normais e reduzam o tempo e os custos do equipamento, enquanto tratando suficientemente, ao mesmo tempo, um influxo.

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Confirmando ainda mais as leituras de gás úteis do dispositivo de avaliação de gás (150), um gráfico 440 na figura 20 mostra as leituras de gás 442 do dispositivo de avaliação de gás (150), comparadas com as leituras 444 usando os métodos de coleta de gás convencionais. Inicialmente, as bombas são desligadas em um ponto no tempo antes do gráfico 440. Depois, um pico de gás no estágio 446 resulta da situação de bomba desligada anterior. Essa resposta de gás é devida à menor pressão hidrostática e produz, eventualmente, uma leitura de gás não corrigida de 32,79% no estágio 446 com o dispositivo de avaliação de gás (150).

Na medida em que o pico de gás atingiu a superfície e as leituras do detector de registro de lama 444 atingiram 5%, o fluxo foi desviado pelo desgaseificador do separador de gás de lama 120. Portanto, o detector de gás de registro de lama convencional para a maior parte do evento foi incapaz de monitorar o pico de gás, devido ao fluxo de lama desviado do seu local do sensor.

Diferentemente dos sistemas de gás de registro de lama convencionais, o dispositivo de avaliação de gás (150) pode proporcionar leituras de gás constante por todo o evento mencionado acima. Isso pode permitir que os operadores de perfuração monitorem os valores de gás superficial dentro do sistema 10 e decidam mais cedo sobre o controle seguro do evento de influxo de gás.

A descrição precedente das concretizações preferidas e de outras não é intencionada para limitar ou restringir o âmbito ou aplicabilidade dos conceitos inventivos concebidos pelos requerentes. Por exemplo, embora o dispositivo de avaliação de gás 150 tenha sido descrito no presente relatório descritivo como usando o cromatógrafo gasoso 168, vai-se considerar que o gás pode ser detectado de vários modos, incluindo cromatografia gasosa (GC), combustão catalítica térmica (TCC), detector de fio quente (HWD), detector de condutividade térmica (TCD), detector de ionização de chama (FID), analisador infravermelho (IRA), e dispositivos seletivos de massa / íon (MS, IRMS, GCMS). Além disto, deve-se entender que o dispositivo de avaliação de gás 150 pode ser combinado com outro equipamento

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39/39 de registro de lama, e que as leituras de gás obtidas podem ser incorporadas na análise da taxa de penetração (ROP), vazão da bomba, exame de cortes de perfuração, peso na broca, peso da lama, viscosidade da lama, e outros parâmetros de perfuração que podem ser considerados em tempo 5 real.

Claims

1. Sistema de perfuração com pressão controlada, compreendendo:

um dispositivo de avaliação (150) em comunicação fluida com o fluxo de fluido de perfuração de um furo de poço (14), um controlador (118, 170) acoplado operacionalmente ao dispositivo de avaliação (150), caracterizado pelo fato de que:

o dispositivo de avaliação (150) avaliando o teor de fluido no fluido de perfuração do furo de poço (14), a montante de um separador de gás (120); e o controlador (118, 170) monitorando um ou mais parâmetros indicativos de pelo menos um influxo de fluido no furo de poço (14), o controlador (118, 170) determinando a passagem do fluido de perfuração, associado com o influxo de fluido, do furo de poço (14) para depois do dispositivo de avaliação (150), e determinando o teor de fluido associado com o influxo de fluido, o controlador (118, 170) correlaciona o teor de fluido determinado com a densidade do fluido de perfuração, e determina um volume do teor de fluido associado com o influxo de fluido.

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um bloqueador (110), em comunicação fluida com o furo de poço (14) e controlando o fluxo de fluido de perfuração do furo de poço (14).

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o controlador (118, 170) é acoplado operacionalmente ao bloqueador (110) e ajusta o bloqueador (110) em resposta a um ou mais dos parâmetros monitorados.

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que o controlador (118, 170) ajusta o bloqueador (110), em resposta a um ou mais parâmetros monitorados, e, desse modo, controla a contrapressão superficial no furo de poço (14).

5. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a

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4, caracterizado pelo fato de que o controlador (118, 170) monitora um ou mais parâmetros indicativos de uma perda de fluido no furo de poço e ajusta o bloqueador, em resposta a um ou mais dos parâmetros monitorados.

6. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a

5, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) fica em comunicação fluida com o fluxo de fluido de perfuração, entre o bloqueador (110) e o separador de gás (120).

7. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a

6, caracterizado pelo fato de que o bloqueador (110) fica em comunicação fluida com um dispositivo de controle rotativo (12) do furo de poço (14).

8. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a

7, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) compreende uma sonda (160), disposta no fluxo de fluido de perfuração do furo de poço (14) e extraindo uma amostra de fluido dele.

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a sonda (160) compreende uma membrana permeável (166), que separa um fluido portador do fluido de perfuração e permite a passagem da amostra de fluido por ela.

10. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) compreende um circuito de purga (180) em comunicação fluida com a sonda (160) e que purga pneumaticamente a sonda (160) de fluido.

11. Sistema de acordo com a reivindicação 9 ou 10, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) compreende um cromatógrafo gasoso, para obtenção da amostra de fluido extraída carreada no fluido portador da sonda (160) e avaliação do teor de fluido da amostra de fluido extraída.

12. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que compreende ainda:

um rotâmetro em comunicação fluida com o fluxo de perfuração de fluido de perfuração do furo de poço (14), em que o controlador (118, 170) é acoplado operacionalmente

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3/5 ao rotâmetro e determina a densidade do fluido de perfuração, com base, pelo menos em parte, nas medidas do rotâmetro.

13. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicação 1 a 12, caracterizado pelo fato de que o controlador (118, 170) correlaciona o volume determinado para o teor de fluido a uma pressão no fundo do poço, em uma parte do furo de poço (14) na qual ocorreu influxo de fluido e configura a parte do furo de poço (14) baseada na correlação.

14. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o controlador (118, 170) avalia o teor de fluido inicial de fluxo de fluido de perfuração para o furo de poço (14) e subtrai o teor de fluido inicial do teor de fluido avaliado do fluxo de fluido de perfuração para fora do furo de poço (14).

15. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) compreende uma sonda auxiliar disposta no fluxo do fluido de perfuração para o furo de poço.

16. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) recebe uma amostra do fluido de perfuração dirigido a ele ou purgado dele.

17. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) compreende um cromatógrafo gasoso, um sensor óptico, um espectrômetro de massa, ou um sensor de registro de lama, para análise da amostra do fluido de perfuração recebida.

18. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação (150) compreende:

uma primeira linha de fluxo (102) disposta em comunicação fluida com o fluxo de fluido de perfuração, entre o furo de poço (14) e o separador de gás (120), a primeira linha de fluxo (102) sendo isolável separadamente do fluxo de fluido de perfuração; e uma segunda linha de fluxo (152) tendo um fechamento (156/158) para desvio da primeira linha de fluxo (102).

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19. Método de perfuração com pressão controlada, compreendendo:

controlar a contrapressão superficial em um furo de poço (14) por controle do fluxo de fluido de perfuração do furo de poço (14);

monitorar um ou mais parâmetros indicativos de pelo menos um influxo de fluido no furo de poço (14);

o método caracterizado por:

determinar a passagem do fluido de perfuração, associado com o influxo de fluido do furo de poço (14), depois de um ponto a jusante do furo de poço (14) e a montante de um separador de gás (120);

avaliar o teor de fluido no fluido de perfuração, associado com o influxo de fluido passando pelo ponto do furo de poço (14); e determinando um volume do teor de fluido associado com o influxo de fluido ao correlaciona o teor de fluido avaliado com a densidade do fluido de perfuração associado com o influxo de fluido.

20. Método, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o monitoramento de um ou mais parâmetros, indicativos de pelo menos o influxo de fluido no furo de poço (14), compreende ainda o ajuste da contrapressão superficial no furo de poço (14), em resposta a um ou mais parâmetros monitorados.

21. Método, de acordo com a reivindicação 19 ou 20, caracterizado pelo fato de que avaliar o teor de fluido compreende extrair uma amostra de fluido do fluido de perfuração, disposto em uma linha de fluxo a jusante da boca do poço.

22. Método, de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que extrair a amostra de fluido compreende carrear a amostra de fluido em um fluido portador.

23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a avaliar o teor de fluido compreende executar cromatografia gasosa na amostra de fluido extraída, carreada no fluido portador.

24. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 19

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5/5 a 23, caracterizado pelo fato de que compreende medir o fluxo do fluido de perfuração do furo de poço (14) e determinar a densidade do fluido de perfuração associado com o influxo de fluido, com base, pelo menos em parte, no fluxo medido.

25. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 19 a 24, caracterizado pelo fato de que compreende ainda configurar uma parte do furo de poço (14), associada com o influxo de fluido, por correlação do volume determinado para o teor de fluido a uma pressão no fundo do poço (14), na parte do furo de poço associada com a ocorrência de influxo de fluido.

26. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 19 a 25, caracterizado pelo fato de que compreende ainda avaliar o teor de fluido inicial no fluxo de fluido de perfuração para o furo de poço (14), e subtrair o teor de fluido inicial do teor de fluido avaliado do fluxo de fluido de perfuração para fora do furo de poço (14).

27. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 19 a 26, caracterizado pelo fato de que compreende ainda monitorar um ou mais parâmetros indicativos de uma perda de fluido no furo de poço, e ajustar a contrapressão no furo de poço, em resposta a um ou mais dos parâmetros monitorados.