BRPI1013233B1

BRPI1013233B1 - Aparelho e método para detectar um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante operações de perfuração

Info

Publication number: BRPI1013233B1
Application number: BRPI1013233-3A
Authority: BR
Inventors: Rocco DiFoggio; Douglas J. Patterson; Eric B. Molz; Volker Krueger
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2009-03-04
Filing date: 2010-03-04
Publication date: 2019-10-08
Also published as: EP2404033B1; EP2404033A2; CN102388203A; US8794062B2; BRPI1013233A2; WO2010102109A3; US20090173150A1; CA2754483A1; EA201101255A1; EP2404033A4; WO2010102109A2

Abstract

aparelho e método para detectar um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante operações de perfuração . a presente invenção refere-se a um refletor escalonado na parte externa de uma montagem de fundo de poço que produz reflexões em resposta à estimulação de um transdutor. a velocidade do fluido no furo de poço é avaliada usando as duas reflexões. alternativamente, é avaliada uma alteração no conteúdo de gás do fluido de furo de poço a partir das alterações na impedância elétrica de um transdutor em contato com o fluido de furo de poço.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para APARELHO E MÉTODO PARA DETECTAR UM INFLUXO DE GÁS EM UM FLUIDO DE FURO DE POÇO DURANTE OPERAÇÕES DE PERFURAÇÃO.

ANTECEDENTES DA DESCRIÇÃO

1. Campo da Descrição [001] A presente invenção refere-se em geral a ferramentas de perfilagem de poço de óleo e gás. Especificamente, esta descrição refere-se a ferramentas e métodos para identificar o influxo de gás no furo de poço em tempo real durante as operações de perfuração.

2. Descrição da Técnica Relacionada [002] A exploração de hidrocarbonetos comumente inclui o uso de uma montagem de fundo de poço incluindo uma broca para perfurar um furo de poço em uma formação de terra. O fluido de perfuração ou lama usado na perfuração pode variar de densidade ou peso de lama por várias razões. Tais variações podem ser resultantes das alterações na quantidade e na densidade de escavações (formação de partículas); alterações no programa de lama na superfície, alterações na temperatura, etc. As variações na densidade da lama também ocorrem quando entra gás ou líquido no furo de poço proveniente da formação. Tal influxo dos fluidos de formação pode ser o resultado de pressões excessivas da formação ou pressões anormalmente altas.

[003] Os conceitos de detecção de pressão são especialmente importantes na perfuração. O índice de perfuração não apenas diminui com um desequilíbrio alto de pressão de lama versus a pressão de formação, como também pode prontamente ocorrer a perda de circulação e pressão diferencial de perfuração do cano de perfuração. Mais importante, um desequilíbrio da pressão de lama versus a pressão de formação pode ocasionar uma reação de pressão. Um poço pode reagir sem aviso prévio. As técnicas de perfuração equilibradas fre

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2/21 quentemente requerem apenas uma margem fina entre o controle da pressão efetiva e uma ameaça de explosão. Adicionalmente, há situações onde o desequilíbrio é mantido para evitar dano à formação de maneira que é importante detectar influxo de líquidos de formação no furo de poço.

[004] Algumas técnicas de estado da técnica para detectar pressão de formação anormal são baseadas na medição dos parâmetros de perfuração como, por exemplo, índice de perfuração, torque e dragagem; os parâmetros de lama de perfuração tais como escavações de gás de lama, peso de lama de linha de fluxo, reações de pressão, temperatura da linha de fluxo, nível de fosso e volume de fosso, índice de fluxo de lama, parâmetros de escavação de xisto tal como densidade de massa, fator de massa, volume e tamanho das escavações. O inconveniente de tudo isso é que as medições não estão disponíveis em tempo real porque devem aguardar que o fluido do fundo do furo alcance a superfície.

[005] Outros métodos do estado da técnica para identificar possíveis reações contam com as medições de densidade do fluido do furo de poço.

[006] Vide, por exemplo, a Patente U.S.N 4.492.865 para Murphy et al., Patente U.S. N 4.412.130 para Winters, Patente U.S. N 6.648.083 para Evans et al., e Patente U.S. N 6.768.108 para Gzara et al.. Um inconveniente dos métodos que fazem medições de densidade é que deve haver a presença de gás em quantidade suficiente para afetar a densidade da lama, de maneira que o gás dissolvido que possa ser um precursor para uma reação de gás não registraria com os dispositivos de medição de densidade convencionais. Além disso, as medições de densidade feitas pelos dispositivos do estado da técnica são responsivas aos graus de variação para a densidade da formação. É também requerido o uso de uma fonte radioativa - um risco

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3/21 à segurança durante as operações de perfuração.

[007] É necessária uma técnica para medir as propriedades do fluido de furo de poço no fundo do poço com uma única ferramenta para detectar reações e influxo dos líquidos de formação. A presente descrição atende essa necessidade.

SUMÁRIO DA DESCRIÇÃO [008] Uma modalidade de descrição é um aparelho configurado para detectar um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante operações de perfuração. O aparelho inclui: uma montagem de fundo de poço (BHA) configurada para ser transportada no furo de poço; uma montagem de transdutor na DHA incluindo um transdutor em contato com o fluido de furo de poço e configurada para gerar um pulso acústico no fluido de furo de poço; um refletor escalonado na montagem de transdutor configurado para produzir pelo menos duas reflexões do pulso acústico; e um processador configurado para usar uma resposta do transdutor para pelo menos duas reflexões para fornecer uma indicação do influxo de gás.

[009] Outra modalidade da descrição é um método de detecção de um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante as operações de perfuração. O método inclui transportar uma montagem de fundo de poço (BHA) para o furo de poço; usar um transdutor em contato com o furo de poço para gerar um pulso acústico no fluido de furo de poço; usar um refletor escalonado na montagem de transdutor para produzir pelo menos duas reflexões do pulso acústico; e usar uma resposta do transdutor para as pelo menos duas reflexões para fornecer uma indicação de influxo de gás.

[0010] Outra modalidade da descrição é um aparelho configurado para detectar um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante as operações de perfuração. O aparelho inclui uma montagem de fundo de poço (BHA) configurada para ser transportada em um furo de

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4/21 poço; um transdutor em contato com o fluido de furo de poço; e um processador configurado para usar uma impedância medida do transdutor em pelo menos uma frequência para fornecer uma indicação do influxo de gás.

[0011] Outra modalidade da descrição é um método de detecção de um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante as operações de perfuração. O método inclui transportar uma montagem de fundo de poço (BHA) para o furo de poço; posicionar um transdutor em contato com o fluido de furo de poço; e usar uma impedância medida do transdutor em pelo menos uma frequência para fornecer uma indicação do influxo de gás.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0012] A presente descrição é mais bem compreendida com referência às figuras que a acompanham nas quais as referências numéricas semelhantes se referem a elementos semelhantes e nos quais: [0013] a figura 1 (Estado da Técnica) ilustra uma ferramenta de medição durante a perfuração adequada para ser usado com a presente descrição;

[0014] a figura 2 é uma vista em corte transversal de um cabo de medição da presente descrição;

[0015] a figura 3 é uma vista em corte detalhada do transdutor acústico na figura 2;

[0016] as figuras 4A e 4B ilustram sinais exemplificativos usando o transdutor acústico da figura 2 quando a impedância do fluido de furo de poço é (a) próxima àquela da placa de sensor, e (b) diferente daquela da placa de sensor;

[0017] a figura 5 (estado da técnica) ilustra dependência da velocidade do som no gás dissolvido;

[0018] a figura 6 ilustra uma modalidade da presente descrição na qual uma pluralidade de transdutores acústicos é disposta ao longo de

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5/21 um anel de broca;

[0019] a figura 7 (estado da técnica) é um gráfico exemplificativo da velocidade como uma função da proporção gás-óleo;

[0020] a figura 8 ilustra um arranjo exemplificativo de um transdutor para medir os tempos de percurso no fluido de furo de poço;

[0021] a figura 9A ilustra o princípio de um transdutor escalonado;

[0022] a figura 9B ilustra um sinal exemplificativo do transdutor escalonado da figura 9A;

[0023] a figura 10 ilustra as medições de impedância na entrada de um transdutor piezelétrico como uma função da frequência em fluidos diferentes;

[0024] a figura 11 (estado da técnica) é um circuito equivalente de um transdutor em contato com um fluido de furo de poço; e [0025] a figura 12 (estado da técnica) ilustra o efeito de tamanho de bolha na atenuação.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA DESCRIÇÃO [0026] A figura 1 ilustra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração 10 com uma coluna de perfuração 20 transportando a montagem de perfuração 90 (também referida como uma montagem de fundo de poço, ou BHA) transportada em um poço ou furo de poço 26 para perfurar o poço. O sistema de perfuração 10 inclui um guindaste opcional 11 erguido sobre um piso 12 que suporta uma mesa giratória 14 que é girada por um impulsor principal como um motor elétrico (não ilustrado) em uma velocidade de rotação desejada. A coluna de perfuração 20 inclui uma tubulação tal como um tubo de perfuração 22 ou uma tubulação em espiral se estendendo para baixo a partir da superfície para o furo de poço 26. A coluna de perfuração 20 é impulsionada para o poço 26 quando um tubo de perfuração 22 é usado como a tubulação. Para as aplicações da tubulação espiral, é usado um injetor de tubulação, tal como um injetor (não ilustrado), con

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6/21 tudo, para mover a tubulação da superfície da mesma, tal como uma bobina (não ilustrada), para o poço 26. A broca 50 fixada na extremidade fragmenta as formações geológicas quando é girada para perfurar o furo de poço 26. Se for usada uma broca 22, a coluna de perfuração 20 é acoplada a um guindaste 30 através de uma ligação Kelly 21, uma articulação 28, e da linha 29 através de uma polia 23. Durante as operações de perfuração, o guindaste 30 é operado para controlar o peso na broca, que é um parâmetro importante que afeta o índice de penetração. A operação do guindaste é bem conhecida na técnica e, portanto, não está aqui descrita.

[0027] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequando 31 a partir de uma poça de lama (fonte) de lama 32 é circulado sob pressão através de um canal na coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama 34. O fluido de perfuração passa da bomba de lama 34 para a coluna de perfuração 20 através de um amortecedor de pulsação (não ilustrado), linha de fluido 38 e ligação Kelly 21. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo do furo de poço 51 através de uma abertura na broca 50. O fluido de perfuração 31 circula no furo de colarinho através do espaço anular 27 entre a coluna de perfuração 20 e o furo de poço 26 e retorna para a poça de lama de lama 32 por uma linha de retorno 35. O fluido de perfuração age para lubrificar a broca 50 e para transportar escavação de furo de poço ou aparas longe da broca 5. Um sensor S1 tipicamente colocado na linha 38 fornece informação sobre o índice de fluxo de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 20 respectivamente fornecem informação sobre a velocidade de torque e rotacional da coluna de perfuração. Adicionalmente, é usado um sensor (não ilustrado) associado à linha 29 para fornecer a carga de gancho da coluna de perfuração 20.

[0028] Em uma modalidade da descrição, a broca 50 é girada por

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7/21 apenas um tubo de perfuração 22. Em outra modalidade da descrição, um motor de fundo de poço 55 (motor de lama) é disposto na montagem de perfuração 90 para girar a broca 50 e o tubo de perfuração 22 é girado usualmente para suplementar a energia rotacional, se requerido, e efetuar alterações na direção de perfuração.

[0029] Em uma modalidade exemplificativa da figura 1, o motor de lama 55 é acoplado à broca 50 através de um eixo de acionamento (não ilustrado) disposto na montagem de rolamento 57. O motor de lama gira a broca 50 quando o fluido de perfuração 31 passa através do motor de lama 55 sob pressão. A montagem de rolamento 57 suporta as forças radial e axial da broca. Um estabilizador 58 acoplado à montagem de rolamento 57 age como um centralizador para a parte mais baixa da montagem do motor de lama.

[0030] Em uma modalidade da descrição, um módulo de sensor de perfuração 59 é colocado próximo à broca 50. O módulo de sensor de perfuração contém sensores, software de circuito e de processamento e algoritmos referentes aos parâmetros de perfuração dinâmica. Tais parâmetros tipicamente incluem salto de broca, deslizamento de cabo da montagem de perfuração, rotação para trás, torque, choques, pressão de furo de poço e anular, edições de aceleração e outras medições da condição da broca. É também fornecida uma telemetria ou cabo de comunicação adequado 72 usando, por exemplo, telemetria em dois sentidos, fornecida conforme ilustrado na montagem de perfuração 90. O módulo do processo de perfuração processa a informação do sensor e transmite a mesma para a unidade de controle de superfície 40 por via do sistema de telemetria 72.

[0031] O cabo de comunicação 72, uma unidade de energia 78 e uma ferramenta MWD 79 são todas conectadas em tandem com coluna de perfuração 20. São usados, por exemplo, cabos de condutor flexível na conexão da ferramenta MWD 79 na montagem de perfuração

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90. Tais cabos e ferramentas formam a montagem de perfuração no fundo de poço 90 entre a coluna de perfuração 20 e a broca 50. A montagem de perfuração 90 faz várias medições incluindo as medições de ressonância magnética nuclear pulsada enquanto o furo de poço 26 está sendo perfurado. O cabo de comunicação 72 obtém os sinais e as medições e transfere os sinais, usando telemetria em dois sentidos, por exemplo, para serem processados na superfície. Alternativamente, os sinais podem ser processados usando um processador de fundo de poço na montagem de perfuração 90.

[0032] A unidade de controle de superfície ou processador 40 também recebe sinais de outros sensores e dispositivos de fundo de poço e sinais dos sensores S1 a S3 e de outros sensores usados no sistema 10 e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 40. A unidade de controle de superfície 40 exibe os parâmetros de perfuração desejados e outras informações em um vídeo / monitor 42 utilizado por um operador para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40 tipicamente inclui um computador ou um sistema de processamento baseado em microprocessador, memória para armazenar programas ou módulos e dados, um gravador para gravar dados, e outros periféricos. A unidade de controle 40 é tipicamente adaptada para ativar alarmes 44 quando ocorrem determinadas condições de operação inseguras ou indesejáveis.

[0033] Voltando à figura 2, é ilustrada uma seção transversal de um cabo acústico que pode ser usada para determinar a densidade de formação. O anel de perfuração é indicado por 103 e a parede do furo de poço por 101. Uma montagem de transdutor acústico 107 é posicionada dentro do anel de perfuração.

[0034] Conforme ilustrado na figura 3, a montagem de transdutor acústico inclui uma cavidade cheia de fluido 109. Um transdutor acús

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9/21 tico 111 tal como um transdutor piezelétrico é posicionado em um lado da cavidade 109. Do outro lado da cavidade 109 está uma placa de sensor 115. A cavidade é cheia com um fluido com densidade conhecida e velocidade de onda compressiva. A placa 115 tem uma espessura, velocidade e densidade de onda compressiva conhecida.

[0035] Conforme ilustrado na figura 3, a ativação do transdutor gera ondas acústicas no fluido. Os caminhos dos raios exemplificativos resultantes da estimulação estão ilustrados na figura 3. O caminho de raio 117, por exemplo, corresponde a uma onda acústica que é refletida da parede interna da placa de sensor. O caminho de raio 121 corresponde a uma onda acústica que é refletida da superfície externa da placa de sensor enquanto o caminho de raio 119 corresponde a uma onda que passa no fluido do furo de poço no anel entre a BHA e a parede de furo de poço. O transdutor 111 é provido de um apoio de absorção 113 com uma impedância que se aproxima daquela do transdutor de maneira a reduzir as reflexões do lado posterior do transdutor. Em um exemplo ilustrado, um único transdutor age tanto como um transmissor quanto um receptor, apesar de que isso não deva ser considerado como limitação da descrição: podem ser usados transmissores e receptores acústicos separados.

[0036] A presente descrição confia nos sinais registrados pela estimulação do transdutor como uma indicação de gás no fluido do furo de poço. O gás livre no fluido do furo de poço tem três efeitos principais nas propriedades acústicas do fluido. O primeiro efeito é a redução na densidade do fluido. Um efeito muito importante é a redução drástica no módulo de massa do fluido (e, portanto, da velocidade acústica). Esse é um fenômeno que é a base para o chamado efeito de ponto brilhante na exploração de hidrocarboneto em que a presença de gás em um reservatório pode produzir fortes reflexões nos dados sísmicos. Basicamente, em uma mistura de gás - líquido, a

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10/21 compressibilidade média (a recíproca do módulo de massa que é linearmente relacionada ao quadrado da velocidade acústica) é obtida por uma média pesada das compressibilidades dos dois fluidos. O terceiro efeito pode ser observado na atenuação da onda que realmente se propaga para o furo de poço e pode ser refletida pela parede do furo de poço. Contudo, quando aparecem bolhas de gás no furo de poço em profundidade, pode estar à beira de uma explosão. Portanto, um objetivo da descrição é determinar reações de pressão antes que o gás saia no fluido do furo de poço.

[0037] A invasão dos fluidos de formação no furo de poço é usualmente o resultado da pressão de poro de formação excedendo a pressão de fluido no furo de poço. Isso pode ser o anunciador de uma explosão e é necessária uma ação corretiva. Devido à diferença na densidade da velocidade da onda P da lama do furo de poço e da densidade da onda P do fluido de formação, esse influxo é detectável. Especificamente, o efeito da invasão é diminuir o módulo de massa e a densidade do fluido no furo de poço. Isso traduz em uma mudança na impedância (e na velocidade) da lama.

[0038] A figura 5 ilustra exemplos representativos da velocidade do som (ordenada) versus a quantidade de gás dissolvido (abscissa) usando um modelo proposto por Batzle et al. Contudo, as equações Batzle foram intencionadas para formar salmoura e óleos não refinados, para lamas baseadas em água e para lamas baseadas em óleo deveriam ser fornecidas as mesmas tendências na velocidade do som com o aumento de gás dissolvido. Para a presente descrição, pode ser usado o modelo de Batzle et al com parâmetros apropriados para fluido de perfuração, petróleo vivo (petróleo com gás dissolvido) e petróleo inerte. Isso não deve ser considerado como uma limitação da presente descrição e podem ser usados outros modelos para prever as propriedades elásticas das misturas de fluido. Han & Batzle ilustram

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11/21 correlações da velocidade e da densidade para a gravidade API, Proporção Gás - Óleo (GOR), a gravidade de gás e a pressão e temperaturas no local. Esse é um exemplo de outro modelo que pode ser usado com o método da presente descrição. Na prática, os mapas cruzados podem ser armazenados na forma de uma tabela e uma pesquisa de tabela realizada para determinar a presença de gás no fluido do furo de poço.

[0039] Tal modelo pode ser também usado para prognosticar as propriedades de uma mistura de lama de perfuração e fluido de formação. O resultado líquido de um influxo de fluido é para alterar a impedância do fluido do furo de poço.

[0040] Aqueles versados na técnica e tendo o benefício da presente descrição devem reconhecer que a impedância do fluido é equiparada àquela da placa, então irão decair muito rapidamente as reverberações da placa ocasionadas pela estimulação do transdutor. Isso está ilustrado esquematicamente na figura 4A pela curva de declínio 153 do sinal reverberatório 151. Se, por um lado, a impedância do fluido é muito diferente daquela da placa, as reverberações 161 se extinguem mais lentamente 163. O declínio relativo pode ser quantificado pelo Q (ou fator de qualidade) da placa. Isso é algo que pode ser prontamente medido por meio do uso das técnicas do estado da técnica.

[0041] A sensitividade máxima é obtida pelo uso de uma placa cuja impedância acústica é o mais próxima possível da impedância de fluido para minimizar o contraste de impedância com o fluido, que tipicamente varia de 1500 kN-s-m-3 (1500 kRayls) para um fluido de perfuração leve a 2300 kRayls para fluido de perfuração pesado. A placa deve ser também termicamente estável, mecanicamente flexível e quimicamente resistente. Dentre os polímeros, uma poliamida variando de 2400 a 2920 kN-s-m-3 (2400 a 2920 kRayls) ou um poli(étercetona) variando de 3122 a 3514 kN-s-m-3 (3122 a 3514 kRayls) são

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12/21 bons candidatos. Outro polímero que é um bom candidato é o polimetilpentano (comercializado com o nome de TPX, que é fabricado por Mitsui) que tem uma impedância acústica de 1840 kN-s-m-3 (1840 kRayls). O grafite pirolítico (6480 kN-s-m-3 (6480 kRayls) dependendo de uma orientação) das Cerâmicas Avançadas GE é um bom candidato. Dentre os metais, titânio (em torno de 24000 kN-s-m-3 (24000 kRayls)) ou alumínio (em torno de 15800 kN-s-m-3 (15800 kRayls)) são bons candidatos. A face interna da placa está em contato com um recipiente de pressão equilibrada, com características acústicas conhecidas. O óleo de água ou gás que chega é esperado para diminuir notavelmente a impedância acústica. O instrumento toma uma leitura a cada segundo e armazena na memória por duas horas. Em uma modalidade da descrição, se o instrumento observar uma alteração da impedância acústica de 10% ou mais durante um intervalo de dois minutos do valor extrapolado da hora precedente então envia um alarme de alta prioridade e uma série de valores de informação da impedância acústica de intervalos de 20 segundos precedentes ao alarme. O uso de uma alteração de 10% na impedância acústica é para propósitos ilustrativos apenas e poderiam ser usados outros critérios para enviar um alarme.

[0042] Outra modalidade da descrição está ilustrada na figura 6.

Aqui, a BHA 205 é provida de um arranjo de transdutor 209 do tipo comentado acima e instalações adicionais de transdutor 211, 213, 215, 217, 219 estão dispostas ao longo do anel de perfuração 221. Esses estão em comunicação elétrica entre si e com um processador na superfície usando telemetria de tubulação com fio (apesar de poderem ser usados outros métodos de telemetria). A impedância da lama é avaliada pela determinação de Q da placa de ressonância. A velocidade das ondas P na lama pode ser medida usando, por exemplo, o aparelho descrito no Pedido de Patente U.S. de Série Ns 10/298.706 de

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Hassan et al., tendo o mesmo cessionário da presente descrição e cujos conteúdos encontram-se incorporados à presente à guisa de referência.

[0043] A discussão acima enfocou em um efeito do influxo de gás nas propriedades do fluido de furo de poço, a saber, impedância de fluido. Contudo, conforme observado acima, a velocidade das ondas compressivas no fluido de furo de poço é também afetada pelo influxo de gás. O Pedido de Patente U.S. de Série Ns 11/194.365 de DiFoggio, tendo o mesmo cessionário da presente descrição e cujos conteúdos encontram-se incorporados à presente por referência, descreve um método de avaliação de uma propriedade de fluido com um recipiente de amostragem usando uma velocidade avaliada de um sinal acústico. Os princípios descritos no mesmo são também aplicáveis para as aplicações MWD.

[0044] Antes de comentar essa modalidade, vale a pena destacar as diferenças entre a lama baseada em óleo e a lama baseada em água na medida em que como o efeito do influxo de gás está em causa. As lamas baseadas em água podem apenas se acomodar aproximadamente 50 pés cúbicos de gás dissolvido por barril de lama enquanto as lamas baseadas em óleo podem se acomodar muitas vezes mais do gás dissolvido. Se estiver presente apenas o gás dissolvido (mas não gás livre, que significa sem bolha), a velocidade do som irá cair mais rápido na lama baseada em água do que na lama baseada em óleo com aumento de concentração de gás (figura 5). Para qualquer tipo de lama, uma vez que o gás saia da solução, o módulo de massa da mistura espumosa do líquido e gás será comparável ao módulo de massa do gás isolado. É análogo à colocação de uma mola fraca em série com uma mola firme, que cria uma mola composta cuja firmeza é aproximadamente daquela da mola fraca. Contudo, a densidade da mistura espumosa é reduzida apenas ligeiramente. Para os

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14/21 fluidos, a velocidade do som pode ser calculada como a raiz quadrada da proporção do módulo de lama (firmeza) para a densidade do fluido. Portanto, à medida que o gás sai da solução, há uma diminuição notável na velocidade do som, mas não cai até a velocidade do som do gás isolado. Devido a detecção de influxo de gás requerer apenas uma detecção de uma alteração na velocidade do som durante um curto período, é apenas necessário precisão (resolução) das medições da velocidade do som para a detecção de influxo de gás. Naturalmente, para quantificar a quantidade de influxo de gás, é preciso boa precisão da velocidade do som. A impedância acústica também altera à medida que o gás sai da solução.

[0045] Em comparação, a figura 7 ilustra a velocidade para uma mistura de gás e óleo. O gás permanece na solução durante uma ampla variação de saturações. Aqueles versados na técnica irão reconhecer que as medições diretas de velocidade usando medições de transmissão de pulso são difíceis na presença de bolhas. Isso significa que nas lamas baseadas em óleo, seria mais fácil medir a velocidade acústica sobre uma ampla variação de saturação de gás do que para lama baseada em água.

[0046] DiFoggio descreve um arranjo para medir velocidades de fluido em uma câmara de amostra em uma BHA ou uma montagem de ligação elétrica. Na presente descrição, em vez de usar uma câmara de amostra, uma montagem de transdutor é posicionada na parte externa do anel de perfuração. Isso está ilustrado na figura 8 que ilustra um furo de poço 26 em uma formação de solo 801. A montagem de sensor acústico 803 está na parte externa da coluna de perfuração 805 de maneira a medir a velocidade acústica da lama no anel 807.

[0047] A montagem de sensor acústico 803 está ilustrada em maiores detalhes na figura 9A. A montagem de sensor acústico 803 compreende um transdutor 901 e um refletor escalonado 903. O refletor

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15/21 escalonado inclui uma parte de projeção 905 e uma parte rebaixada 907 que é uma distância d mais afastada do transdutor do que a parte de projeção. O transmissor gera um pulso acústico descrito por 909. O refletor escalonado 903 produz dois sinais. O sinal refletido recebido pelo transdutor 901 está ilustrado na figura 9B. A primeira chegada 951 é um resultado da reflexão do pulso acústico 909 na parte rebaixada 907 do refletor. A profundidade da reentrância d e a diferença de tempo entre as duas chegadas ΔΤ fornecem a velocidade do pulso acústico na lama.

v=2d!M [0048] Há ensinamentos do estado da técnica do uso de medições de tempo de percurso sobre duas distâncias diferentes para avaliar a velocidade do fluido. O inconveniente dos mesmos é que estão envolvidos dois pulsos de fonte diferente, seja de dois transdutores diferentes ou do mesmo transdutor em dois tempos diferentes. Os pulsos de duas fontes diferentes são inevitavelmente dotados de formas de onda de algum modo diferentes, de maneira que a avaliação de uma diferença dos tempos de percurso para precisão extremamente alta é limitada pelas diferenças entre as duas formas de onda de fonte. Isso é particularmente verdade no presente caso onde os pulsos acústicos são transmitidos através de um meio atenuativo e dispersivo, a saber, fluido de furo de poço. Com o presente transdutor, o problema da variabilidade da forma de onda de fonte é eliminado porque as chegadas em dois tempos diferente, que estão sendo comparadas, são ecos do mesmo pulso acústico gerado. Há várias ondas para avaliar a diferença do tempo de percurso At.

[0049] Em uma modalidade da descrição, é realizada uma autocorrelação do sinal recebido e um valor de pico da autocorrelação fornece o tempo de percurso. Alternativamente, é usada a correlação cruzada de duas janelas diferentes do sinal recebido, as duas janelas

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16/21 diferentes sendo selecionadas com base em um tempo de chegada esperado para o pulso acústico para evitar falso ruído. Quanto mais exatamente espaçado os canais de tempo para coletar o sinal recebido, melhor será a resolução do tempo e chegada. Parta obter uma resolução de canal secundário, a posição do pico é interpelada entre os canais de tempo. A base conceituai para a resolução de canal secundário é ajustar uma polinomial à função de autocorrelação na adjacência do pico e então encontrar o cruzamento zero (a raiz) da primeira derivativa daquela polinomial, que é a posição de pico interpolada. Como os canais de tempo são espaçados de maneira uniforme, é possível usar o método Savitzky Golay computacionalmente simples para computar a primeira derivativa, f, da polinomial de ajuste em duas etapas de tempo (aquela exatamente à esquerda e aquela exatamente à direita do pico), e então executar a interpelação linear da primeira derivativa para obter seu cruzamento zero, que é a posição de pico interpolada. xP. Isto é _Onde í/i.=ap-jtj. θ

- *i’ _e í/l ⁺ = *r- - Naturalmente, podería também ter sido usada a interpelação quadrática ou a raiz iterativa para encontrar xp. Usando tal correlação e os métodos de interpelação de canal secundário, a estrutura de transdutor da figura 9A forneceu medições de velocidade na água com uma precisão de 25 partes por milhão (ppm). [0050] Tal precisão pode ser difícil de alcançar em um ambiente de furo de poço devido à atenuação e à natureza dispersiva dos sinais na lama. Há duas causas principais para essa dispersão e atenuação. A primeira é devido à presença de partículas sólidas na lama que absorvem os sinais acústicos. A segunda causa de dispersão e atenuação é a presença de bolhas de gás. A teoria elástica prevê que desde que a concentração de bolhas de gás seja baixa e as bolhas de gás sejam muito menores do que um quarto do comprimento de onda dos pulsos acústicos, as reflexões do pulso acústico poderíam ser detectá

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17/21 veis. À medida que a concentração de bolhas de gás aumenta e seu tamanho diminui, não seria detectável nenhum sinal refletido.

[0051] Para a situação onde haja uma reflexão detectável, a avaliação do tempo de percurso pode ser aperfeiçoada usando os métodos de deconvolução. Especificamente, em uma modalidade da descrição, é realizada uma deconvulação Wiener da segunda chegada do sinal recebido usando, como uma ondulação de referência, da primeira chegada. Vide Honvarvar et al. (2008).

[0052] Em outra modalidade da descrição, é medido um tempo de percurso para a reflexão de uma parte de projeção do refletor. Isso pode ser feito se a parte de reflexão da parte rebaixada for fraca demais. Nesse caso, é usada a distância entre o transmissor e a parte de projeção do refletor. Pode ser também usada uma única reflexão com a montagem do transdutor que tenha um refletor plano. Em tais situações, a avaliação do tempo de percurso pode ser aperfeiçoada usando o método descrito em DiFoggio. Especificamente, os dados de amplitude não trabalhados podem ser primeiro processados pela aplicação de um filtro passa-faixa digital para rejeitar quaisquer frequências que não estejam próximas à frequência de fonte acústica. Por exemplo, para uma fonte acústica de 10 MHz e uma frequência de amostragem de 40 MHz, poderia ser aplicado um filtro passa-faixa digital de 9 a 11 MHz. Em seguida, é possível computar o quadrado da amplitude em cada tempo de amostragem, que corresponda à energia recebida naquele tempo. Então, é possível gerar uma soma cumulativa de quadrados (CSS) dessas amplitudes, que é a soma cumulativa de energia recebida até aquele tempo. A filtragem passa-faixa digital e a soma cumulativa de quadrados já homogeneizou os dados não trabalhados e removeu parte do ruído. É possível homogeneizar adicionalmente a soma cumulativa filtrada dos dados quadrados e também tomar a primeira e segunda derivativas da CSS usando o método Savitzky-Golay

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18/21 (Savitzky-Golay, Química Analítica, Vol. 36 No. 8, Julho de 1964). A primeira derivativa da CCS gera uma série de picos de observação Gaussian. A segunda derivativa da CSS são as primeiras derivativas dos picos Gaussian, cujos cruzamentos zero (raízes) representam as posições de pico interpoladas. A homogeneização dos dados e a utilização do método Savitzky-Golay auxilia a reduzir o ruído do sinal desejado.

[0053] Retornando à questão da medição direta de impedância, outra modalidade da descrição faz medições diretas sem confiar na medição da ressonância de uma placa de sensor. A figura 11 é um circuito equivalente de um transdutor em contato com um fluido de furo de poço, comentado no Pedido de Patente U.S. N° de Série 11/447.746 de Dubinsky et al., tendo o mesmo cessionário do presente pedido. O transdutor é representado pelo circuito RL 1163 que tem uma impedância Ze fornecida por [0054] A fonte de energia ^E* (^)-^0^(^)1^(/^)] é indicada por 1161, enquanto a interação do transdutor com o fluido é representada por um circuito de carga paralelo RLC 1165. Dado esse circuito equivalente elétrico, estimulando o transdutor em uma pluralidade de frequências angulares ..... _e medindo a pluralidade de alterações de fase ίΐentre as voltagens aplicaí (^) = ΚϋΠ/? (^)|ϋχρ(^ϊ)Ί das * li ® i j _e as correntes respectivas

4(<ψ + $) = Κϋ[|ή,(<ψ + $)|ΰχρ(7(ώΚ + $.))] _{na parte de RL}

1163, é possível caracterizar completamente a impedância equivalente l//?_k+ yúX..„ + .) _{dQ c}j_rcuj_{to de car}g_a paralelo RLC 1165, fornecendo a impedância da lama R_v.

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19/21 [0055] A figura 10 ilustra as medições reais da impedância de um transdutor piezelétrico exemplificativo em frequências diferentes. As curvas 1001 e 1003 são a impedância real (em fase) para um transdutor imerso em soda (contendo CO2 dissolvido mas sem bolhas visíveis) e em água respectivamente. A impedância imaginária (fora de fase) poderia ser também demarcada. Há uma clara diferença no pico da impedância real para soda, que contém gás dissolvido comparada à água. A largura de banda estreita da ressonância para a curva de soda 1001 é um resultado de fator Q de alta qualidade do sensor devido à baixa impedância da água de soda naquela frequência. Esse experimento poderia ser repetido sob pressão para assegurar que todas as bolhas, incluindo aquelas que poderiam ser pequenas demais para serem vistas, tenham sido esmagadas.

[0056] Voltando à figura12, são ilustrados dados do efeito das bolhas de ar nos sinais acústicos se propagando através da água. Essas medições foram feitas em frequências de até 1 kHz. A curva 1201 corresponde a um raio de bolha de ,002 pé (,61 mm) e a curva 1203 a um raio de bolha de ,014 pé (4,27 mm). A abscissa é a frequência e a ordenada é o produto da atenuação e da velocidade do som, isto é, a atenuação em dB por segundo. As medições de frequência mais baixa geralmente ilustram atenuação mais baixa, mas a atenuação aumenta rapidamente à medida que a frequência de ressonância 1205 é abordada.

[0057] Com base nos comentários acima, pode ser visto que a detecção de influxo de gás é relativamente fácil de ser feita quando é usada a lama baseada em óleo (OBM). Podem ser usadas as técnicas de transmissão de pulso, e geralmente fornecem uma avaliação mais precisa de saturação de gás do que as medições de impedância. Acima do ponto de bolha, as técnicas de transmissão de pulso encontram alguma dificuldade na obtenção dos sinais mensuráveis. Quando é

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20/21 usada a lama baseada em água (WMB), devido à baixa solubilidade de gás na água, torna-se mais difícil o uso das técnicas de transmissão de pulso para medir precisamente a saturação, particularmente à medida que aumenta a saturação de gás e/ou o tamanho da bolha. As medições de impedância, embora menos precisas, podem fornecer avaliações da saturação de gás acima do ponto de bolha. Seja qual for o método, é importante monitorar a saturação de gás durante as operações de perfuração. Quando não é recebida pelo transdutor nenhuma reflexão detectável, ou uma reflexão severamente atenuada, isso é referido como uma saída nula e o processador indica a presença de bolhas no fluido. A margem de segurança é de algum modo maior para OBM.

[0058] O processamento dos dados pode ser realizado por um processador de fundo de poço. Alternativamente, as medições podem ser armazenadas em um dispositivo de memória adequado e processado mediante a recuperação do dispositivo de memória para análise detalhada. O uso de um programa de computador em um meio adequado legível por máquina que possibilite o processador realizar o controle e o processamento está implícito no controle e processamento dos dados. O meio legível por máquina pode incluir ROMs, EPROMs, EAROMs, Memórias Flash e Discos ópticos. Todos esses meios são capazes de armazenar os dados adquiridos para a ferramenta de medição e de armazenar as instruções para processar os dados. Deve ser claro para aqueles versados na técnica que devido à quantidade de dados sendo adquiridos e processados, é impossível realizar o processamento e a análise sem o uso de um processador eletrônico ou de um computador.

[0059] Embora a descrição precedente seja direcionada às modalidades especificas da descrição, várias modificações serão evidentes para aqueles versados na técnica. Pretende-se que todas essas varia

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21/21 ções dentro do escopo das reivindicações em anexo sejam abarcadas pela descrição precedente.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Aparelho configurado para detectar um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante operações de perfuração, o aparelho caracterizado pelo fato de que compreende:

uma montagem de fundo de poço (BHA) configurada para ser transportada no furo de poço (26) cheio do fluido de furo de poço;

uma montagem de transdutor (803) na parte externa da BHA (805) incluindo um transdutor (901) configurado para estar em contato com o fluido de furo de poço em um anel (807) entre a BHA (805) e uma parede do furo de poço (26) enquanto a BHA (805) está submersa no fluido de furo de poço e configurado para gerar um pulso acústico (901) no fluido de furo de poço;

um refletor escalonado (903) na montagem de transdutor (803) configurado para ser posicionado no anel (807) em conato com o fluido de furo de poço enquanto a BHA (805) está submersa no fluido do furo de poço e configurado para produzir pelo menos duas reflexões do pulso acústico (901); e um processador configurado para usar uma resposta do transdutor (901) para as pelo menos duas reflexões para fornecer uma indicação do influxo de gás;

em que a resposta do transdutor (901) compreende um sinal incluindo uma primeira chegada de sinal (951) e uma segunda chegada de sinal (953) correspondendo às pelo menos duas reflexões, e em que o processador é adicionalmente configurado para:

estimar a partir do sinal uma velocidade acústica do fluido de furo de poço, e usar a velocidade acústica estimada para fornecer uma indicação do influxo de gás.
2. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para estimar a velocida

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2/3 de acústica pela realização de pelo menos um de: (i) uma correlação, e (ii) uma deconvolução usando a primeira chegada de sinal (951).
3. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a resposta do transdutor (901) também compreende uma resposta nula e em que a indicação de influxo de gás fornecida pelo processador também compreende uma indicação de bolhas no fluido.
4. Método de detecção de um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante as operações de perfuração, o método caracterizado pelo fato de que compreende:

transportar uma montagem de fundo de poço (BHA) (805) para o furo de poço (26);

usar uma montagem de transdutor (803) na parte exterior da BHA (805) incluindo um transdutor (951, 953) em contato com o fluido de furo de poço em um anel (807) entre a BHA (805) e uma parede do furo de poço (26) para gerar um pulso acústico no fluido de furo de poço;

usar um refletor escalonado (903) na montagem de transdutor (803) posicionado no anel (807) em contato com o fluido de furo de poço para produzir pelo menos duas reflexões do pulso acústico (901); e usar uma resposta do transdutor (901) para as pelo menos duas reflexões compreendendo um sinal incluindo uma primeira chegada de sinal (951) correspondendo às pelo menos duas reflexões para fornecer uma indicação do influxo de gás por estimar a partir do sinal uma velocidade acústica do fluido de furo de poço, e usar a velocidade acústica estimada para fornecer uma indicação do influxo de gás.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado

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3/3 pelo fato de que compreende adicionalmente estimar a velocidade acústica realizando pelo menos um de: (i) uma correlação, e (ii) uma deconvolução usando a primeira chegada de sinal (951).
6. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a resposta do transdutor (951, 953) também compreende uma resposta nula, o método compreendendo adicionalmente fornecer uma indicação de bolhas no fluido.