IT201900015440A1 - Metodo per quantificare la portata volumetrica di un flusso di un fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo - Google Patents

Description

Descrizione dell'Invenzione Industriale dal titolo:

“METODO PER QUANTIFICARE LA PORTATA VOLUMETRICA DI UN FLUSSO DI UN FANGO DI PERFORAZIONE IN UNA STRUTTURA GALLEGGIANTE DI PERFORAZIONE DEL SOTTOSUOLO”

DESCRIZIONE

La presente invenzione ha per oggetto un metodo per quantificare la portata volumetrica di un flusso un fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo.

Durante la perforazione di un pozzo petrolifero (cioè per la localizzazione nel sottosuolo ed estrazione di idrocarburi) o geotermico (cioè per la localizzazione e sfruttamento di risorse geotermiche), all'interno del foro viene fatto circolare del fluido per lubrificare e raffreddare la trivella, chiamato fango di perforazione. Il fango di perforazione, che viene prelevato da un serbatoio di partenza, è pompato nell'interno cavo della colonna di perforazione e viene fatto risalire in superficie entro lo spazio anulare, detto “annulus”, definito tra la colonna di perforazione e le pareti del pozzo. Il fango di ritorno, dopo essere risalito in superficie, fluisce lungo una tubazione di ritorno, tipicamente a pressione atmosferica, nota anche come "flow line", alla fine della quale, i detriti solidi trascinati dal fango, vengono separati dalla componente fluida, mediante un sistema di vibrovagli. La componente fluida del fango viene, poi, reimmessa nel serbatoio di partenza.

Lo scopo della circolazione dei fanghi di perforazione è, quindi, non solo la lubrificazione e il raffreddamento della trivella, ma anche, il convogliamento in superficie dei detriti solidi rocciosi o “cuttings” e dei prodotti fluidi in essi contenuti.

Un'ulteriore funzione del fango di perforazione è quella di sostegno del tratto di pozzo già perforato. Grazie alla pressione idrostatica esercitata dal fango, si riesce, infatti, a bilanciare la pressione dei fluidi contenuti nelle formazioni rocciose durante la perforazione. Si noti che senza tale azione di contrasto i fluidi contenuti nelle formazioni rocciose fluirebbero in modo non controllato nel pozzo durante la perforazione. In particolare, in condizioni “statiche”, ovvero quando il fango non viene fatto circolare nel pozzo la pressione sul fondo del pozzo, nota come “Bottom Hole Pressure" (BPH), è equivalente alla pressione idrostatica, che dipende sostanzialmente dall’altezza e dalla densità media della colonna di fango. In condizioni “dinamiche”, ovvero quando il fango viene circolato nel pozzo, il valore della BHP dipenderà sia dalla pressione idrostatica del fango che dalla perdita di carico determinata dalla risalita del fango lungo l’annulus.

Nel contesto degli impianti di perforazione viene abitualmente eseguita una misura del flusso di fango di risalita. Tale misura può essere impiegata per diversi scopi e principalmente per il rilevamento dei cosiddetti influssi di fluidi e/o perdite di fango. Queste ultime possono essere utilizzate per il riconoscimento della presenza di fratture.

Gli influssi (“kicks”) avvengono quando la BHP non riesce a bilanciare la pressione dei fluidi contenuti nella formazione, risultando in introduzioni impreviste e incontrollate di quantità di fluido (es.: idrocarburo) nel circuito dedicato al fango di perforazione.

Per frattura si intende una spaccatura o rottura nella roccia di cui un giacimento è costituito, che non sia stata causata da fenomeni di foliazione o sfaldamento. Le fratture vengono tipicamente riscontrate in corrispondenza dei “reservoir”, cioè le zone all’interno delle quali sono contenuti gli idrocarburi.

La misurazione del flusso di fango di risalita risulta particolarmente difficoltosa in impianti che prevedono l’impiego di strutture galleggianti di perforazione, quali ad esempio piattaforme o navi (anche note come “drillship”).

Le strutture galleggianti sono opportunamente collegate alla parte fissa dell’impianto, che si trova fissata al sottosuolo marino; il collegamento è ottenuto, ad esempio, tramite giunti telescopici, che permettono alla struttura galleggiante di assecondare il moto ondoso delle acque pur restando vincolate alla parte fissa dell’impianto.

La deriva in direzione verticale della struttura galleggiante perturba il rilevamento del flusso di fango di risalita. Pertanto, una misura diretta di tale flusso non corrisponde esattamente alla quantità di fango nell’unità di tempo che risale lungo l’impianto, ma comprende anche una componente di rumore dovuta a detta deriva della struttura galleggiante.

La Richiedente osserva, peraltro, che il rumore dovuto alla deriva della struttura galleggiante ha tipicamente ampiezza confrontabile con quella del segnale reale fornito da una misurazione diretta del flusso di fango. Di conseguenza, le misurazioni del flusso di fango di risalita risultano fortemente perturbate e quindi poco affidabili.

Lo stato della tecnica fornisce alcune soluzioni a questo problema. Tali soluzioni comprendono l’applicazione di un filtro passa-basso allo spettro del segnale fornito da un flussimetro posto lungo il percorso del fango, tipicamente in corrispondenza della flowline, una volta che quest’ultimo è ritornato in superficie.

La Richiedente osserva tuttavia che l’eliminazione (o quantomeno la pesante attenuazione) tout court di determinate bande di frequenza può portare alla perdita di informazione utile, contenuta in componenti spettrali a frequenze relativamente alte – cioè frequenze maggiori della frequenza di taglio del filtro passa-basso.

Inoltre, la Richiedente ha verificato che l’impiego di un filtro passabasso introduce un ritardo non trascurabile nello svolgimento dell’analisi – aspetto quest’ultimo estremamente svantaggioso per il rilevamento di influssi, che invece devono essere riconosciuti il prima possibile, vista la natura potenzialmente catastrofica di queste occorrenze.

Scopo della presente invenzione è fornire un metodo che permetta di quantificare in modo preciso ed accurato la portata volumetrica del flusso di fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo.

Ulteriore scopo del trovato è fornire un metodo che sia in grado di adattarsi in modo dinamico alle variazioni delle condizioni al contorno della misura (ad esempio dovute al moto ondoso della massa d’acqua sulla quale la struttura galleggia).

Questi ed altri scopi ancora sono sostanzialmente raggiunti da un metodo secondo quanto descritto nelle unite rivendicazioni.

Ulteriori caratteristiche e vantaggi appariranno maggiormente dalla descrizione dettagliata di una forma di realizzazione preferita e non esclusiva dell’invenzione. Tale descrizione è fornita qui di seguito con riferimento alle unite figure, anch’esse aventi scopo puramente esemplificativo e pertanto non limitativo, in cui:

- la figura 1 mostra schematicamente un impianto presso il quale l’invenzione può essere attuata;

- la figura 2 mostra uno schema a blocchi di un sistema adatto ad eseguire il metodo in accordo con l’invenzione;

- le figura 3-7 mostrano grafici di grandezze impiegate nella presente invenzione;

- la figura 8 mostra uno schema a blocchi esemplificativo di un dispositivo elettronico che può essere utilizzato per attuare l’invenzione;

- le figure 9-11 sono diagrammi di flusso rappresentativi di fasi svolte in forme di realizzazione del metodo in accordo con la presente invenzione.

Con il riferimento numerico 1 è stato complessivamente indicato un impianto per la perforazione del sottosuolo in cui può essere utilizzata la presente invenzione.

L’impianto 1 (figura 1) comprende una struttura di supporto 10 ed un motore montato su tale struttura di supporto. In particolare, il motore può essere vincolato alla struttura di supporto 10 tramite un gancio (cosiddetto “hook”) che ne consente la traslazione lungo un asse sostanzialmente verticale. Il moto rotatorio generato dal motore viene trasferito ad una trivella tramite una struttura ad aste. Le aste sono costituite da spezzoni di tubolare filettate alle estremità e che essendo assemblate secondo un prefissato sviluppo longitudinale, permettono alla trivella di raggiungere profondità di alcune migliaia di metri, continuando a ruotare intorno ad un proprio asse longitudinale.

L’impianto 1 comprende inoltre una struttura galleggiante 20, sulla quale è montata la struttura di supporto 10.

La struttura galleggiante 20 è adatta a galleggiare sulle acque marine/oceaniche 2 sul fondale 3 delle quali si trova la zona da perforare 3’. Il riferimento numerico 2’, in figura 1, rappresenta schematicamente il pelo libero di dette acque marine/oceaniche 2.

La struttura galleggiante 20 può essere, ad esempio, una piattaforma o una nave (note rispettivamente con i nomi di “sem isub” e “drillship”).

La struttura galleggiante 20 è collegata con la zona da perforare 3’ tramite un sistema modulare di tubazioni 30, anche noto come “r iser”, all’interno dal quale vengono condotte la trivella e le aste supportate dalla struttura di supporto 10. Il sistema modulare di tubazioni 30 permette anche la circolazione dal fango di perforazione dal pozzo fino alla superficie, cioè in corrispondenza dalla struttura galleggiante.

Il numero di riferimento 40 indica una zona di collegamento, comprendente un giunto telescopico ed idonee guarnizioni, che collega la parte di impianto fissa (soldale al fondo marino, in corrispondenza della zona da perforare 3’) con la parte di impianto sostanzialmente solidale alla struttura galleggiante 20.

Si noti che la figura 1 rappresenta gli elementi sopra descritti in modo schematico, senza necessariamente rispettare le reali proporzioni tra le dimensioni di tali elementi.

Allo scopo di eseguire la perforazione, un fango di perforazione viene pompato all’interno delle suddette aste e raggiunge la trivella. Il fango, una volta erogato in corrispondenza della parte terminale della trivella ad una determinata pressione, risale poi attraverso il pozzo, tornando all’apertura di sommità localizzata in corrispondenza della struttura di supporto 10.

Il fango di perforazione, a titolo esemplificativo, può essere costituito da una base (acqua o olio) e additivi chimici, per condizionarne le caratteristiche fisiche e reologiche.

In accordo con l’invenzione, viene attuato un metodo per fornire una quantificazione della portata volumetrica del flusso di fango di perforazione che risale il pozzo di perforazione e giunge presso la struttura galleggiante 20.

Sulla struttura galleggiante è previsto un flussimetro 50. A titolo esemplificativo, il flussimetro 50 può essere un misuratore di portata ad effetto Coriolis oppure un cosiddetto flussimetro elettromagnetico.

Il flussimetro 50 genera un segnale di flusso FS; il segnale di flusso FS è rappresentativo della portata volumetrica del flusso di fango rilevato dal flussimetro 50 stesso.

Il segnale di flusso FS è definito nel dominio del tempo.

Il segnale di flusso FS viene acquisito da un processore 60.

Il segnale di flusso FS è preferibilmente acquisito in un primo intervallo temporale T1.

Da un punto di vista pratico, il segnale di flusso FS viene rilevato con sostanziale continuità, preferibilmente campionandolo con una frequenza predeterminata (p.e. una volta al secondo). Il processore 60 acquisisce un insieme di campioni appartenenti ad un intervallo temporale determinato, cioè il primo intervallo temporale T1. Il primo intervallo temporale T1 può avere una durata, ad esempio, compresa tra 30 secondi e 120 secondi. È previsto l’impiego di un buffer, in cui l’insieme degli ultimi campioni – corrispondenti ad una durata temporale pari al primo intervallo temporale T1 – viene memorizzato, per poter essere elaborato dal processore 60.

Il segnale di flusso FS ed il primo intervallo temporale T1 sono schematicamente rappresentati in figura 3.

Il processore 60, ad esempio, può far parte di o essere realizzato come un convenzionale PC, o altro dispositivo elettronico comunque programmato/configurato per svolgere le operazioni che saranno descritte nel seguito.

Sulla struttura galleggiante 20 è previsto un dispositivo di rilevamento 70, configurato per generare un segnale di fluttuazione HS rappresentativo di una fluttuazione sostanzialmente verticale della struttura galleggiante.

Il dispositivo di rilevamento 70 comprende vantaggiosamente un accelerometro. In particolare, la struttura galleggiante 20 è dotata di una cosiddetta Mot ion Reference Unit (MRU) , comprendente un accelerometro ed un software dedicato, così da rilevare la movimentazione dell’accelerometro stesso rispetto al livello del mare – e non rispetto alla struttura galleggiante 20.

Il segnale di fluttuazione HS è definito nel dominio del tempo.

Il segnale di fluttuazione HS viene acquisito dal processore 60.

Il segnale di fluttuazione HS viene acquisito in un secondo intervallo temporale T2.

Da un punto di vista pratico, il segnale di fluttuazione HS viene rilevato con sostanziale continuità, preferibilmente campionandolo con una frequenza predeterminata (p.e. una volta al secondo). Il processore 60 acquisisce un insieme di campioni appartenenti ad un intervallo temporale determinato, cioè il secondo intervallo temporale T2. Il secondo intervallo temporale T2 può avere una durata, ad esempio, compresa tra 30 secondi e 120 secondi. È previsto l’impiego di un buffer, in cui l’insieme degli ultimi campioni – corrispondenti ad una durata temporale pari al secondo intervallo temporale T2 – viene memorizzato, per poter essere elaborato dal processore 60.

Il segnale di fluttuazione HS ed il secondo intervallo temporale T2 sono schematicamente rappresentati in figura 4.

Preferibilmente il flussimetro 50, il dispositivo di rilevamento 70 ed il processore 60 formano un apparato 100 per quantificare la portata volumetrica di un flusso di un fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo. Tale apparato 100 è schematicamente mostrato in figura 2.

Preferibilmente, il primo intervallo temporale T1 ha sostanzialmente medesima durata del secondo intervallo temporale T2.

Al momento dell’attivazione del sistema, il primo intervallo temporale T1 ed il secondo intervallo temporale T2 sono sostanzialmente coincidenti, cioè hanno un medesimo istante iniziale. Come sarà più chiaro in seguito, nel corso del funzionamento dell’impianto, verrà introdotto uno sfasamento tra i due intervalli – e quindi tra la porzione dei due segnali che viene acquisita.

Il processore 60 esegue una trasformazione, ad esempio una Fast Fourier Transform (FFT) per trasformare, dal dominio del tempo al dominio delle frequenze, il segnale di flusso FS. Viene così ottenuto un primo spettro S1 nel dominio delle frequenze (figura 5).

Il primo spettro S1 si sviluppa in un intervallo di frequenze. Più in particolare, il primo spettro S1 comprende inizialmente una componente continua, cioè a frequenza pari a zero (corrispondente al valore medio del segnale di flusso FS), e varie componenti a frequenze più elevate.

La Richiedente osserva che possono essere preferibilmente considerate frequenze fino a 50Hz, ma da un punto di vista pratico, potrebbero essere sufficienti frequenze fino a 1Hz.

Preferibilmente, la componente continua viene posta pari a zero, o comunque ignorata durate il confronto che sarà meglio descritto in seguito.

Preferibilmente, il valore medio MV del segnale di flusso FS viene archiviato in una area di memoria associata al processore 60.

Il processore 60 esegue una trasformazione, ad esempio una Fast Fourier Transform (FFT) per trasformare, dal dominio del tempo al dominio delle frequenze, il segnale di fluttuazione HS. Viene così ottenuto un secondo spettro S2 nel dominio delle frequenze (figura 5).

Preferibilmente, il secondo spettro S2 si sviluppa sostanzialmente nel medesimo intervallo di frequenze sopra indicato per il primo spettro S1.

Allo scopo di determinare lo sfasamento ∆t da applicare tra il segnale di flusso FS ed il segnale di fluttuazione HS, il processore 60 individua una frequenza di riferimento. Tale frequenza di rilevamento può essere preferibilmente selezionata, ad esempio, tra le frequenze in cui il primo spettro S1 ed il secondo spettro S2 presentano valori maggiori, o comunque significativi.

Il processore 60 esegue operazioni di filtraggio per filtrare il primo spettro S1 ed il secondo spettro S2 alla frequenza di riferimento, ottenendo, rispettivamente, un primo spettro filtrato S1F ed un secondo spettro filtrato S2F.

Il processore 60 trasforma poi dal dominio delle frequenze al dominio del tempo – ad esempio tramite una Inverse Fast Fourier Transform, IFFT – il primo spettro filtrato S1F ed il secondo spettro filtrato S2F, ottenendo, rispettivamente, un primo segnale sinusoidale SIN1 ed un secondo segnale sinusoidale SIN2 (figura 7).

Il determinato sfasamento temporale ∆t, cioè lo sfasamento da applicare tra il segnale di flusso FS ed il segnale di fluttuazione HS viene calcolato in funzione di uno sfasamento tra il primo segnale sinusoidale SIN1 ed il secondo segnale sinusoidale SIN2.

In termini pratici, viene determinato lo sfasamento tra il primo segnale sinusoidale SIN1 ed il secondo segnale sinusoidale SIN2 e viene applicato tra il segnale di flusso FS ed il segnale di fluttuazione HS.

In questo modo, la porzione acquisita del segnale di flusso FS e la porzione acquisita del segnale di fluttuazione HS vengono allineate temporalmente.

Le fasi svolte per il calcolo dello sfasamento temporale ∆t sono schematicamente rappresentate nel diagramma di flusso di figura 11.

Il processore 60 provvede preferibilmente ad eseguire una fase di regolazione. Tale fase ha sostanzialmente lo scopo di rendere confrontabili le ampiezze del primo spettro S1 con quelle del secondo spettro S2.

In maggiore dettaglio, il processore 60 provvede a prelevare da una memoria, associata al processore 60 stesso, una pluralità di coefficienti di confronto CC, ed applica tali coefficienti di confronto CC al primo spettro S1 o al secondo spettro S2.

Ciascun coefficiente di confronto CC è associato ad una rispettiva banda di frequenze; l’applicazione dei coefficienti di confronto al primo spettro S1 o al secondo spettro S2 prevede l’applicazione (es. moltiplicazione) di ciascun coefficiente di confronto CC ai valori dello spettro (come detto, primo o secondo spettro S1, S2) appartenenti alla banda di frequenze associata a tale coefficiente di confronto CC.

Preferibilmente, i coefficienti di confronto CC possono essere determinati in una fase di impostazione.

In particolare, nella fase di impostazione viene rilevato, tramite il flussimetro 50, un primo segnale di rilevamento FSa, rappresentativo di una portata volumetrica del fango di perforazione nella struttura galleggiante 20, in un terzo intervallo temporale T3. In termini pratici, il primo segnale di rilevamento FSa è del tutto analogo al summenzionato segnale di flusso FS, la differenza tra i due essendo che vengono rilevati in intervalli di tempo differenti. Preferibilmente, il terzo intervallo temporale T3 è precedente rispetto al primo intervallo temporale T1.

Nella fase di impostazione viene rilevato, tramite il dispositivo di rilevamento 70, un secondo segnale di rilevamento HSa, rappresentativo di una fluttuazione sostanzialmente verticale della struttura galleggiante 20, in un quarto intervallo di tempo T4. In termini pratici, il secondo segnale di rilevamento HSa è del tutto analogo al summenzionato segnale di fluttuazione HS, la differenza tra i due essendo che vengono rilevati in intervalli di tempo differenti. Preferibilmente, il quarto intervallo temporale T4 è precedente rispetto al secondo intervallo temporale T2.

Nella fase di impostazione, il processore 60 viene attivato per trasformare nel dominio delle frequenze il primo segnale di rilevamento FSa, ottenendo un corrispondente primo segnale spettrale Sa, e per trasformare nel dominio delle frequenze il secondo segnale di rilevamento HSa, ottenendo un corrispondente secondo segnale spettrale Sb.

Individuato un intervallo di frequenze in cui si sviluppano il primo segnale spettrale Sa ed il secondo segnale spettrale Sb, il processore 60 suddivide tale intervallo di frequenze in una pluralità di bande di frequenza. In ciascuna di dette bande di frequenza, il processore 60 confronta il primo segnale spettrale Sa con il secondo segnale spettrale Sb, ottenendo per ciascuna banda di frequenze un rispettivo coefficiente di confronto CC.

A titolo esemplificativo, il confronto in ciascuna banda di frequenze tra il primo segnale spettrale Sa ed il secondo segnale spettrale Sb può prevedere il calcolo di un rapporto tra i valori assunti dal primo segnale spettrale Sa in ciascuna banda di frequenze ed i corrispondenti valori assunti dal secondo segnale spettrale Sb nelle medesime bande di frequenze.

I coefficienti di confronto CC vengono poi memorizzati, in una memoria associata al processore 60, per essere utilizzati successivamente – come detto, nella fase di regolazione.

Preferibilmente, il terzo intervallo temporale T3 ed il quarto intervallo temporale T4 vengono individuati in una fase iniziale, quando le variazioni di portata del flusso di fango sono causate solamente – o almeno prevalentemente – dalle fluttuazioni verticali della struttura galleggiante. Ad esempio, è previsto che tale fase iniziale possa essere svolta prima di iniziare la perforazione vera e propria, durante la quale vengono invece individuati il primo e secondo intervallo temporale T1, T2.

Le operazioni svolte nella fase iniziale, per il calcolo dei coefficienti di confronto CC, sono schematicamente rappresentate nel diagramma di flusso di figura 10.

Preferibilmente, può essere introdotta una differenza temporale ∆t’ tra il terzo intervallo temporale T3 ed il quarto intervallo temporale T4.

La differenza temporale ∆t’ può essere calcolata, ad esempio, con un procedimento analogo a quello sopra descritto per lo sfasamento ∆t, e schematicamente rappresentato dal diagramma di flusso di figura 11, partendo dal primo e secondo segnale spettrale Sa, Sb invece che dal primo e secondo spettro S1, S2.

Tornando al confronto tra il primo spettro S1 ed il secondo spettro S2, finalizzato ad ottenere lo spettro risultante RS, tale confronto può essere svolto eseguendo una differenza tra il primo spettro S1 ed il secondo spettro S2, dopo l’applicazione dei coefficienti di confronto CC al primo o secondo spettro S1, S2.

A titolo meramente esemplificativo, si considera nel seguito il caso in cui i coefficienti di confronto CC vengono applicati al primo spettro S1, indicato con S1’ il primo spettro dopo l’applicazione del coefficiente di regolazione.

Si noti che l’invenzione può essere attuata in modo del tutto analogo (duale) applicando coefficienti di confronto opportunamente calcolati al secondo spettro e non al primo spettro.

In accordo con l’invenzione, il processore 60 esegue un confronto tra il primo spettro S1 (eventualmente dopo la fase di regolazione, quindi considerando lo spettro S1’) ed il secondo spettro, ottenendo uno spettro risultante RS (figura 6).

Lo spettro risultante RS può essere ottenuto eseguendo una differenza tra il primo spettro S1 (o S1’) ed il secondo spettro S2. In particolare, è previsto che, laddove la differenza fornisca risultato negativo, il valore dello spettro risultante RS venga posto pari a zero.

Il processore 60 provvede poi a eseguire una trasformazione (es. IFFT) per trasformare lo spettro risultante RS dal dominio delle frequenze al dominio del tempo, ottenendo un corrispondente segnale risultante SX.

Da un punto di vista pratico, il segnale risultante SX rappresenta l’andamento temporale della portata volumetrica del flusso di fango di risalita, rispetto al valore medio della portata stessa, epurato dal contributo di rumore dato dalla fluttuazione verticale (“heave”) della struttura galleggiante 20.

Il processore 60 è configurato per calcolare il valore medio MV del segnale di flusso FS – cioè il valore medio della portata volumetrica del flusso di fango misurata dal flussimetro 50 nell’intervallo di tempo considerato.

Tale valore medio viene sommato al segnale risultante SX, ottenendo una quantificazione o stima della portata volumetrica del flusso di fango di risalita. La somma tra il valore medio MV ed il segnale risultante SX è schematicamente rappresentata in figura 3 come MV+SX. Il processore 60 genera quindi un segnale di uscita OUT, incorporante detta quantificazione.

Il segnale di uscita OUT può essere inviato, ad esempio, ad un dispositivo di visualizzazione, per permettere ad un operatore di osservare l’andamento nel tempo del flusso di fango.

In aggiunta o in alternativa, il segnale di uscita OUT può essere memorizzato, in una opportuna area di memoria associata al processore 60, in modo da essere impiegato per elaborazioni successive – di tipo statistico e/o finalizzate ad un controllo dell’impianto.

In aggiunta o in alternativa, il segnale di uscita OUT viene utilizzato per calcolare la differenza, nel tempo, del flusso di fango. La differenza può essere confrontata con valori di riferimento o soglie, in modo da verificare se il flusso è sostanzialmente costante nel tempo, o almeno rimane all’interno di intervalli prempostati. Nel caso di variazioni di ampiezza eccessiva, può essere generato un segnale di allarme (es. di tipo acustico e/o visivo), poiché tali variazioni possono essere indicative dell’insorgere di influssi o della presenza di zone fratturate.

Le fasi svolte per arrivare al segnale di uscita OUT sono riassunte nel diagramma di flusso di figura 9.

In una forma di realizzazione, è previsto che il processore 60 fornisca in uscita due diversi output, cioè un primo risultato OUT1 ed un secondo risultato OUT2.

Il primo risultato OUT1 è rappresentativo della quantificazione della portata volumetrica del fango di perforazione calcolata in un istante temporale con un ritardo compreso tra 5 e 10 secondi rispetto al “presente”, cioè rispetto al momento in cui il calcolo viene effettuato.

Il secondo risultato OUT2 è rappresentativo della quantificazione della portata volumetrica del flusso di fango di perforazione, calcolata in un istante temporale con un ritardo compreso tra 25 e 35 secondi rispetto al “presente”, cioè rispetto al momento in cui il calcolo viene effettuato.

In termini pratici, il processore 60 calcola con continuità (ad esempio con una frequenza determinata, pari a circa 1 volta al secondo) una stima degli ultimi 60 secondi della portata volumetrica del flusso di fango di perforazione. Questo è rappresentato, in figura 3, dal segnale MV+SX (cioè la curva data dalla somma tra il valore medio MV del segnale di flusso FS ed il segnale risultante SX), in cui il punto più a destra, con ascissa “60”, risulta l’istante più vicino al presente, cioè sostanzialmente il momento corrente; il punto più a sinistra, con ascissa “0”, rappresenta l’istante più lontano nel tempo, sostanzialmente corrispondente a 60 secondi prima del momento corrente. Il primo risultato OUT1 viene ottenuto considerando il valore del segnale MV+SX in un istante individuato 5-10 secondi prima del momento corrente. Il secondo risultato OUT2 viene ottenuto considerando il valore del segnale MV+SX in un istante individuato 25-35 secondi prima del momento corrente.

Il primo risultato OUT1, anche se meno preciso, può essere ottenuto con meno ritardo (come detto, circa 5-10 secondi), e può essere utile per riconoscere in tempi sufficientemente brevi l’insorgere di influssi.

Il secondo risultato OUT2, più preciso ma ottenibile con maggiore ritardo (come detto, 25-35 secondi), permette analisi più raffinate, ad esempio relative alla presenza di zone fratturate.

Si noti che il procedimento sopra descritto viene preferibilmente eseguito con sostanziale continuità: una volta iniziata l’attività dell’impianto 1, il flusso di fango viene continuamente rilevato dal flussimetro 50 e le oscillazioni della struttura galleggiante 20 vengono continuamente rilevate dal dispositivo di rilevamento (accelerometro) 70. Anche lo sfasamento ∆t da imporre tra il primo intervallo temporale T1 ed il secondo intervallo temporale T2 viene calcolato con continuità (o, meglio, con una certa periodicità), in modo da verificare che lo sfasamento calcolato inizialmente/precedentemente sia ancora corretto. In caso negativo, il processore 60 può attuare una procedura di correzione, in cui lo sfasamento applicato viene progressivamente modificato in modo da portarlo, nell’arco di alcune iterazioni, al valore corretto aggiornato.

La figura 8 mostra esemplificativamente un dispositivo elettronico 200, quale ad esempio un computer o apparato analogo, configurato per svolgere le elaborazioni del metodo in accordo con la presente invenzione. Il dispositivo elettronico 200 è dotato di un dispositivo di ingresso/uscita 210, utilizzato per la lettura del segnale di flusso FS e del segnale di fluttuazione HS. Il dispositivo elettronico 200 comprende inoltre il processore 60, che può essere realizzato come un microprocessore, ed è già stato descritto sopra relativamente alle sue caratteristiche funzionali. Il dispositivo elettronico 200 può essere dotato di una memoria non transitoria 220, nella quale vengono memorizzati, ad esempio, il segnale di flusso FS, il segnale di fluttuazione HS, il valore medio MV del segnale di flusso FS, i coefficienti di confronto CC ed il segnale di uscita OUT. La memoria 220 può essere utilizzata per archiviare un programma software 221 che comprende istruzioni leggibili da un computer per ottenere il segnale di uscita OUT in funzione del segnale di flusso FS e del segnale di fluttuazione HS, come sopra descritto. Il processore 60 è collegato al dispositivo di ingresso/uscita 210 e alla memoria 220, ed è utilizzato per eseguire il programma software per ottenere il segnale di uscita OUT, cioè la quantificazione del flusso di fango di perforazione. Il dispositivo elettronico 200 può comprendere il già citato dispositivo di visualizzazione (rifermento numerico 230 in figura 8), quale ad esempio un display, che può permettere ad un utente di visualizzare il segnale di uscita OUT ed eventualmente altri dati generati/elaborati dal processore 60.

L’invenzione consegue importanti vantaggi.

Innanzitutto, il trovato permette di quantificare in modo preciso ed accurato la portata volumetrica del flusso di fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo.

L’invenzione consente inoltre di adattare la stima in modo dinamico alle variazioni delle condizioni al contorno della misura, ad esempio dovute al moto ondoso della massa d’acqua sulla quale la struttura galleggia.

Claims (13)

1. RIVENDICAZIONI 1. Metodo per quantificare la portata volumetrica di un flusso di un fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo, detto metodo comprendendo: predisporre un flussimetro (50) su una struttura galleggiante (20) di perforazione del sottosuolo, detto flussimetro (50) essendo configurato per generare un segnale di flusso (FS), detto segnale di flusso (FS) essendo rappresentativo di una portata volumetrica di un flusso di fango di perforazione in detta struttura galleggiante (20); predisporre un dispositivo di rilevamento (70) su detta struttura galleggiante (20), adatto a generare un segnale di fluttuazione (HS) rappresentativo di una fluttuazione sostanzialmente verticale di detta struttura galleggiante (20); acquisire detto segnale di flusso (FS) e detto segnale di fluttuazione (HS) tramite un processore (60); attivare detto processore (60) per trasformare detto segnale di flusso (FS) ottenendo un corrispondente primo spettro (S1) nel dominio delle frequenze; attivare detto processore (60) per trasformare detto segnale di fluttuazione (HS) ottenendo un corrispondente secondo spettro (S2) nel dominio delle frequenze; attivare detto processore (60) per confrontare detto primo spettro (S1) con detto secondo spettro (S2), ottenendo uno spettro risultante (RS); attivare detto processore (60) per trasformare detto spettro risultante (RS) ottenendo un corrispondente segnale risultante (SX) nel dominio del tempo; attivare detto processore (60) per: determinare un valore medio di detto segnale di flusso (FS); sommare detto segnale risultante (SX) a detto valore medio, ottenendo una quantificazione della portata del flusso di fango di perforazione in detta struttura galleggiante (20); attivare detto processore (60) per generare un segnale di uscita (OUT) rappresentativo di detta quantificazione.
2. 2. Metodo secondo la rivendicazione 1 in cui detto dispositivo di rilevamento (70) comprende un accelerometro, detto accelerometro generando detto segnale di fluttuazione (HS).
3. 3. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2 in cui detto segnale di flusso (FS) è definito nel dominio del tempo.
4. 4. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti in cui detto segnale di fluttuazione (HS) è definito nel dominio del tempo.
5. 5. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti in cui detto segnale di flusso (FS) è acquisito in un primo intervallo temporale (T1), in cui detto segnale di fluttuazione (HS) è acquisito in un secondo intervallo temporale (T2), in cui detto primo intervallo temporale (T1) ha sostanzialmente medesima durata di detto secondo intervallo temporale (T2).
6. 6. Metodo secondo la rivendicazione 5 in cui detto primo intervallo temporale (T1) presenta un determinato sfasamento temporale (∆t) rispetto a detto secondo intervallo temporale (T2).
7. 7. Metodo secondo la rivendicazione 6 comprendente attivare detto processore (60) per calcolare detto determinato sfasamento temporale (∆t) eseguendo le seguenti operazioni: individuare una frequenza di riferimento; filtrare detto primo spettro (S1) a detta frequenza di riferimento, ottenendo un primo spettro filtrato (S1F); trasformare nel dominio del tempo detto primo spettro filtrato (S1F), ottenendo un primo segnale sinusoidale (SIN1); filtrare detto secondo spettro (S2) a detta frequenza di riferimento, ottenendo un secondo spettro filtrato (S2F); trasformare nel dominio del tempo detto secondo spettro filtrato (S2F), ottenendo un secondo segnale sinusoidale (SIN2); determinare detto determinato sfasamento temporale (∆t) in funzione di uno sfasamento tra detto primo segnale sinusoidale (SIN1) e detto secondo segnale sinusoidale (SIN2).
8. 8. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti in cui attivare detto processore (60) per confrontare detto primo spettro (S1) con detto secondo spettro (S2) comprende attivare detto processore (60) per eseguire una fase di regolazione, comprendente: prelevare da una memoria, associata a detto processore (60), una pluralità di coefficienti di confronto (CC); applicare detti coefficienti di confronto (CC) a detto primo spettro (S1) o a detto secondo spettro (S2).
9. 9. Metodo secondo la rivendicazione 8 in cui detti coefficienti di confronto (CC) vengono determinati in una fase di impostazione, detta fase di impostazione comprendendo: rilevare tramite detto flussimetro (50) un primo segnale di rilevamento (FSa), rappresentativo di una portata volumetrica di detto fango di perforazione in detta struttura galleggiante (20) in un terzo intervallo temporale (T3); rilevare, tramite detto dispositivo di rilevamento (70), un secondo segnale di rilevamento (HSa), rappresentativo di una fluttuazione sostanzialmente verticale di detta struttura galleggiante (20) in un quarto intervallo di tempo (T4); attivare detto processore (60) per trasformare nel dominio delle frequenze detto primo segnale di rilevamento (FSa), ottenendo un corrispondente primo segnale spettrale (Sa); attivare detto processore (60) per trasformare nel dominio delle frequenze detto secondo segnale di rilevamento (HSa), ottenendo un corrispondente secondo segnale spettrale (Sb); individuare un intervallo di frequenze in cui si sviluppano detto primo segnale spettrale (Sa) e detto secondo segnale spettrale (Sb); suddividere detto intervallo di frequenze in una pluralità di bande di frequenza; in ciascuna di dette bande di frequenza, confrontare detto primo segnale spettrale (Sa) con detto secondo segnale spettrale (Sb), ottenendo per ciascuna banda di frequenze un rispettivo coefficiente di confronto (CC).
10. 10. Metodo secondo la rivendicazione 8 o 9 in cui detto terzo intervallo temporale (T3) e detto quarto intervallo temporale (T4) sono precedenti rispetto a detto primo intervallo temporale (T1) e detto secondo intervallo temporale (T2).
11. 11. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 10 comprendente imporre una differenza temporale (∆t’) tra detto terzo intervallo temporale (T3) e detto quarto intervallo temporale (T4).
12. 12. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 11 in cui confrontare detto primo spettro (S1) con detto secondo spettro (S2) comprende eseguire una differenza tra detto primo spettro (S1) e detto secondo spettro (S2) dopo che detti coefficienti di confronto (CC) sono stati applicati a detto primo spettro (S1) o a detto secondo spettro (S2).
13. 13. Apparato per quantificare la portata volumetrica di un flusso di un fango di perforazione in una struttura galleggiante di perforazione del sottosuolo, detto apparato comprendendo: un flussimetro (50) atto ad essere posizionato su una struttura galleggiante (20) di perforazione del sottosuolo, detto flussimetro (50) essendo configurato per generare un segnale di flusso (FS), detto segnale di flusso (FS) essendo rappresentativo di una portata volumetrica di un fango di perforazione in detta struttura galleggiante (20); un dispositivo di rilevamento (70) atto ad essere posizionato su detta struttura galleggiante (20), detto dispositivo di rilevamento (70) essendo configurato per generare un segnale di fluttuazione (HS) rappresentativo di una fluttuazione sostanzialmente verticale di detta struttura galleggiante (20); un processore (60) configurato per: acquisire detto segnale di flusso (FS) e detto segnale di fluttuazione (HS); trasformare detto segnale di flusso (FS) ottenendo un corrispondente primo spettro (S1) nel dominio delle frequenze; trasformare detto segnale di fluttuazione (HS) ottenendo un corrispondente secondo spettro (S2) nel dominio delle frequenze; confrontare detto primo spettro (S1) con detto secondo spettro (S2), ottenendo uno spettro risultante (RS); trasformare detto spettro risultante (RS) ottenendo un corrispondente segnale risultante (SX) nel dominio del tempo; determinare un valore medio di detto segnale di flusso (FS); sommare detto segnale risultante (SX) a detto valore medio, ottenendo una quantificazione della portata volumetrica di un flusso di fango in detta struttura galleggiante; generare un segnale di uscita (OUT) rappresentativo di detta quantificazione.