IT202000016786A1

IT202000016786A1 - METHOD FOR DETECTING LEAKS AND/OR INFLOWS IN A WELL OBTAINED DURING UNDERGROUND DRILLING

Info

Publication number: IT202000016786A1
Application number: IT102020000016786A
Authority: IT
Inventors: Antonio Calleri
Original assignee: Geolog S R L
Priority date: 2020-07-10
Filing date: 2020-07-10
Publication date: 2022-01-10

Description

Descrizione dell'Invenzione Industriale dal titolo: Description of the Industrial Invention entitled:

?METODO PER RILEVARE PERDITE E/O INFLUSSI IN UN POZZO OTTENUTO DURANTE LA PERFORAZIONE DEL SOTTOSUOLO? ?METHOD FOR DETECTING LEAKS AND/OR INFLOWS IN A WELL OBTAINED DURING UNDERGROUND DRILLING?

DESCRIZIONE DESCRIPTION

La presente invenzione ha per oggetto un metodo per rilevare perdite e/o influssi in un pozzo ottenuto durante la perforazione del sottosuolo. The present invention relates to a method for detecting leaks and/or influences in a well obtained during drilling of the subsoil.

Durante la perforazione di un pozzo petrolifero (i.e. per la localizzazione nel sottosuolo ed estrazione di idrocarburi) o geotermico (i.e. 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, ? 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. Durante il passaggio nella tubazione di ritorno, una piccola parte della componente fluida del fango di ritorno viene, inoltre, prelevata mediante una pompa, dotata di un filtro che impedisce il passaggio dei detriti solidi, ed immessa in un degassatore dove avviene l'estrazione del gas disciolto nel fango. Le componenti volatili estratte dal degassatore vengono, poi, sottoposte ad analisi al fine di ottenere informazioni sulle caratteristiche delle eventuali risorse di idrocarburi, e pi? in generale, di gas, presenti nel sottosuolo. Lo scopo della circolazione dei fanghi di perforazione ?, 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. While drilling an oil well (i.e. for underground location and extraction of hydrocarbons) or geothermal (i.e. for location and exploitation of geothermal resources), fluid is circulated inside the hole to lubricate and cool the drill, called drilling mud. The drilling mud, which is taken from a starting tank, is pumped into the hollow interior of the drill string and is made to rise to the surface within the annular space, called ?annulus?, defined between the drill string and the walls of the well. The return sludge, after rising to the surface, flows along a return pipe, typically at atmospheric pressure, also known as the "flow line", at the end of which the solid debris dragged along by the sludge is separated from the fluid component by a vibrating sieve system. The fluid component of the sludge is then reintroduced into the starting tank. During the passage in the return pipe, a small part of the fluid component of the return mud is also taken by means of a pump, equipped with a filter that prevents the passage of solid debris, and introduced into a degasser where the extraction of the gas dissolved in mud. The volatile components extracted from the degasser are then subjected to analysis in order to obtain information on the characteristics of any hydrocarbon resources, and more? in general, of gas, present in the subsoil. The purpose of the drilling mud circulation is, therefore, not only the lubrication and cooling of the drill, but also the conveyance of rock solid debris or ?cuttings? and the fluid products they contain.

Un'ulteriore funzione del fango di perforazione ? quella di sostegno del tratto di pozzo gi? 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 infatti 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", ? equivalente alla pressione idrostatica, che dipende sostanzialmente dall?altezza e dalla densit? media della colonna di fango. In condizioni ?dinamiche?, ovvero quando il fango viene circolato nel pozzo, il valore della BHP dipender? sia dalla pressione idrostatica del fango che dalla perdita di carico determinata dalla risalita del fango lungo l?annulus. Another function of drilling mud ? that of support of the section of the well gi? perforated. Thanks to the hydrostatic pressure exerted by the mud, in fact, it is possible to balance the pressure of the fluids contained in the rock formations during drilling. Indeed, it should be noted that without this contrasting action, the fluids contained in the rock formations would flow in an uncontrolled manner in the well during drilling. In particular, in "static" conditions, i.e. when the mud is not circulated in the well, the pressure at the bottom of the well, known as "Bottom Hole Pressure", is equivalent to the hydrostatic pressure, which substantially depends on the height and density of the well. average of the mud column Under "dynamic" conditions, ie when the mud is circulated in the well, the value of the BHP will depend both on the hydrostatic pressure of the mud and on the head loss determined by the ascent of the mud along the annulus.

In condizioni operative normali, ovvero quando durante la perforazione non avvengono n? perdite n? influssi, la portata del fango pompato nella colonna di perforazione ? sostanzialmente equivalente alla portata della miscela di fango e cuttings convogliata verso i vibrovagli dalla flow line. Under normal operating conditions, or when during drilling do not occur n? losses n? influences, the flow rate of the mud pumped into the drill string ? substantially equivalent to the flow rate of the mixture of sludge and cuttings conveyed towards the vibrating screens by the flow line.

Tuttavia, ? possibile che, nel circuito in cui scorre il fango e tipicamente in corrispondenza dalla porzione di pozzo in cui la formazione del sottosuolo ? direttamente esposta al fango (cosidetto ?open hole?), si verifichino perdite (cosiddette ?losses?) oppure influssi (cosiddetti ?kicks?). However, ? possible that, in the circuit in which the mud flows and typically in correspondence with the portion of the well in which the formation of the subsoil? directly exposed to mud (so-called ?open hole?), leaks (so-called ?losses?) or influences (so-called ?kicks?) occur.

Tipicamente le perdite si realizzano quando la trivella attraversa una formazione fagliata, oppure quando la BHP in condizioni statica e/o dinamica ? tale superare la resistenza di una o pi? formazioni rocciose nella porzione di pozzo open hole. Typically losses occur when the drill crosses a fault formation, or when the BHP is in static and/or dynamic conditions ? such to overcome the resistance of one or more? rock formations in the open hole portion of the well.

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 quantit? di fluido (es.: idrocarburo) nel circuito dedicato al fango di perforazione. Influxes (?kicks?) occur when the BHP fails to balance the pressure of the fluids contained in the formation, resulting in unexpected and uncontrolled introductions of quantities? of fluid (e.g.: hydrocarbon) in the circuit dedicated to the drilling mud.

Vi ? quindi l?esigenza di monitorare gli impianti di perforazione, allo scopo di individuare tempestivamente l?insorgere di situazioni critiche quali, ad esempio, perdite e/o influssi. there ? hence the need to monitor the drilling rigs, in order to promptly identify the emergence of critical situations such as, for example, losses and/or influences.

Scopo della presente invenzione ? quindi mettere a disposizione un metodo per rilevare, e preferibilmente misurare in termini quantitativi, perdite e/o influssi in un impianto per la perforazione del sottosuolo che sia in grado di operare in modo semplice, accurato ed affidabile. Purpose of the present invention? thus providing a method for detecting, and preferably quantitatively measuring, losses and/or influences in an underground drilling plant which is capable of operating simply, accurately and reliably.

La Richiedente osserva che una misurazione della portata del fango all?interno delle rispettive tubazioni pu? fornire indicazioni utili in merito all?insorgere di perdite e/o influssi. The Applicant observes that a measurement of the mud flow rate inside the respective pipes can provide useful information on the occurrence of losses and/or influences.

Le perdite, infatti, provocano una diminuzione della portata misurata ? sempre che la misurazione avvenga a valle della perdita. In fact, do leaks cause a decrease in the measured flow rate? provided that the measurement takes place downstream of the leak.

Diversamente, gli influssi provocano incrementi di portata, che in determinate condizioni operative di perforazione se non riscontrati possono divenire incontrollati a tal punto da poter danneggiare la struttura dell?impianto di perforazione stesso. On the other hand, the influences cause increases in flow rate, which in certain drilling operating conditions, if not detected, can become uncontrolled to such an extent as to be able to damage the structure of the drilling rig itself.

La Richiedente ha tuttavia verificato che gli strumenti attualmente disponibili per la misurazione della portata di un fango di perforazione non sono in grado di fornire risultati sufficientemente precisi in tutte le possibili condizioni operative di perforazione. However, the Applicant has verified that the instruments currently available for measuring the flow rate of a drilling mud are not capable of providing sufficiently precise results in all possible drilling operating conditions.

In particolare, i cosiddetti flussometri elettromagnetici operano in modo preciso ed affidabile solamente sui fanghi a base acqua. Nel caso di fanghi a base olio, invece, non sono in grado di restituire misurazioni accettabili. In particular, the so-called electromagnetic flowmeters operate precisely and reliably only on water-based muds. In the case of oil-based muds, however, they are not able to return acceptable measurements.

I flussometri basati sul principio di Coriolis (?Coriolis Flowmeters?), invece, operano in modo preciso ed affidabile con fluidi sostanzialmente monofasici. Nel caso dei fanghi di perforazione (che, di per s?, sono nativamente fluidi complessi e, inoltre, in fase operativa, si trovano mescolati a residui rocciosi e a quantit? variabili di gas), e specialmente quando la quantit? di gas contenuto nel fango supera certe soglie, questi flussometri non riescono a fornire misurazioni affidabili. Flowmeters based on the Coriolis principle (?Coriolis Flowmeters?), on the other hand, operate precisely and reliably with substantially monophasic fluids. In the case of drilling muds (which, in themselves, are natively complex fluids and, moreover, in the operating phase, are mixed with rock residues and variable quantities of gas), and especially when the quantity? of gas content in the sludge exceeds certain thresholds, these flowmeters are unable to provide reliable measurements.

La Richiedente ha inoltre osservato che, nel corso delle operazioni di perforazione, le condizioni operative in cui il sistema si trova ad operare possono variare in modo sostanziale. Ad esempio, il flusso di fango di perforazione pu? variare, ad esempio, da circa 3-5 m<3>/s nelle fasi iniziali a circa 0,5-0,6 m<3>/s nelle fasi di perforazione successive. Questo pu? comportare una diminuzione della precisione e della accuratezza degli strumenti di misurazione. The Applicant has also observed that, during the drilling operations, the operating conditions in which the system has to operate can vary substantially. For example, drilling mud flow can vary, for example, from about 3-5 m<3>/s in the initial phases to about 0.5-0.6 m<3>/s in the subsequent drilling phases. This can lead to a decrease in the precision and accuracy of measuring instruments.

Il documento US 3,595,075 descrive un metodo ed un apparato per rilevare condizioni operative di un pozzo di perforazione. In particolare, tale documento descrive la possibilit? di riconoscere l?insorgere di condizioni critiche (es. kicks) tramite la lettura e l?elaborazione di differenziali di pressione nel flusso del fango di perforazione. La pressione viene rilevata nel tratto che collega la pompa del fango (?mud pump?) all?attrezzatura di perforazione (?drill pipe?), come mostrato in figura 1, quindi a monte dell?attrezzatura di perforazione stessa ? e quindi dell?annulus. In figura 1 sono inoltre mostrate la valvola 33 e la strozzatura 30, che hanno il compito di introdurre una perdita di carico nel flusso di fango. La Richiedente osserva che US 3,595,075 opera su un condotto di mandata del fango di perforazione (cio? opera sul fango che viene inviato al pozzo, e non sul fango proveniente dal pozzo). La Richiedente osserva altres? che US 3,595,075 non fornisce alcun insegnamento in merito alla determinazione della portata del flusso di fango. Document US 3,595,075 describes a method and an apparatus for detecting operating conditions of a drilling well. In particular, this document describes the possibility to recognize the onset of critical conditions (e.g. kicks) by reading and processing the pressure differentials in the drilling mud flow. Is the pressure measured in the section connecting the mud pump (?mud pump?) to the drilling equipment (?drill pipe?), as shown in figure 1, therefore upstream of the drilling equipment itself ? and therefore of the annulment. Figure 1 also shows the valve 33 and the choke 30, which have the task of introducing a pressure drop into the mud flow. The Applicant observes that US 3,595,075 operates on a drilling mud delivery duct (that is, it operates on the mud which is sent to the well, and not on the mud coming from the well). Does the Applicant also observe that US 3,595,075 does not provide any teaching regarding the determination of the mud flow rate.

In questo contesto, la Richiedente ha quindi avvertito la necessit? di individuare una tecnica di misurazione della portata del fango che potesse essere impiegata efficacemente con fanghi di diversa tipologia, e nella maggior parte delle condizioni operative che possono tipicamente sorgere durante la perforazione. In this context, the Applicant has therefore felt the need to identify a mud flow measurement technique that could be used effectively with different types of mud, and in most of the operating conditions that can typically arise during drilling.

La Richiedente ha infine trovato che, calcolando la portata del fango in funzione di una differenza tra la pressione a monte e a valle di una valvola, ? possibile ottenere risultati affidabili indipendentemente dallo specifico fango di perforazione impiegato e, di conseguenza, ? possibile attuare un metodo di monitoraggio dell?impianto che garantisce una tempestiva individuazione di situazioni critiche dovute a perdite/influssi. Finally, the Applicant has found that, by calculating the mud flow rate as a function of a difference between the pressure upstream and downstream of a valve, ? possible to obtain reliable results regardless of the specific drilling mud used and, consequently, ? It is possible to implement a system monitoring method which guarantees timely identification of critical situations due to leaks/influences.

Inoltre, prevedendo la possibilit? di impostare la portata del fango all?interno del condotto in cui viene effettuata la misurazione, ? possibile mantenere il sistema di rilevamento in un intorno del proprio punto di funzionamento ottimale, cos? da garantire misurazioni e rilevamenti precisi ed accurati, anche a fronte di variazioni significative del flusso di fango in uscita dal pozzo di perforazione. Furthermore, providing for the possibility to set the flow rate of the sludge inside the duct where the measurement is made, ? Is it possible to keep the sensing system at or near its optimum operating point, so? to guarantee precise and accurate measurements and surveys, even in the face of significant variations in the mud flow leaving the drilling well.

Forma oggetto della presente invenzione un metodo per la rilevazione, e preferibilmente della misurazione, di perdite e/o influssi in un impianto di perforazione del sottosuolo secondo quanto descritto nelle unite rivendicazioni. The object of the present invention is a method for detecting, and preferably measuring, losses and/or influences in an underground drilling plant according to what is described in the appended claims.

Ulteriori caratteristiche e vantaggi appariranno maggiormente dalla descrizione dettagliata di una forma di realizzazione preferita e non esclusiva dell?invenzione. Tale descrizione ? fornita qui di seguito con riferimento alle unite figure, anch?esse aventi scopo puramente esemplificativo e pertanto non limitativo, in cui: Further characteristics and advantages will become clearer from the detailed description of a preferred and non-exclusive embodiment of the invention. Such a description? provided below with reference to the attached figures, also having a purely exemplifying and therefore non-limiting purpose, in which:

- la figura 1 mostra schematicamente un impianto presso il quale l?invenzione pu? essere attuata; - figure 1 schematically shows a plant in which the invention can? be implemented;

- la figura 2 mostra un dettaglio schematizzato dell?impianto di figura 1; - figure 2 shows a schematic detail of the system of figure 1;

- la figura 3 mostra una schematizzazione di un elemento dell?impianto di figura 1; - figure 3 shows a schematization of an element of the plant of figure 1;

- la figura 4 mostra una forma di realizzazione alternativa del dettaglio di figura 2; - figure 4 shows an alternative embodiment of the detail of figure 2;

- la figura 5 mostra uno schema a blocchi di un apparato per eseguire le elaborazioni facenti parte del metodo in accordo con il presente trovato. - figure 5 shows a block diagram of an apparatus for performing the processing forming part of the method according to the present invention.

Il metodo in accordo con la presente invenzione viene utilizzato nell?ambito della realizzazione e dello sviluppo di pozzi petroliferi e/o geotermici. The method in accordance with the present invention is used in the context of the construction and development of petroleum and/or geothermal wells.

In particolare, il metodo viene utilizzato quando viene realizzato almeno un pozzo W per accedere alle risorse petrolifere o geotermiche localizzate nel sottosuolo. In particular, the method is used when at least one well W is drilled to access petroleum or geothermal resources located underground.

Il pozzo W ? realizzato tramite un impianto 1 di tipo noto (figura 1), comprendente una struttura di supporto 10 ed un motore 20 montato su tale struttura di supporto. In particolare, il motore 20 pu? 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 20 viene trasferito ad una trivella 40 tramite una struttura ad aste 30. Le aste 30 sono costituite da spezzoni di tubolare filettate alle estremit? e che essendo assemblate secondo un prefissato sviluppo longitudinale, permettono alla trivella 40 di raggiungere profondit? di alcune migliaia di metri, continuando a ruotare intorno ad un proprio asse longitudinale. The well W ? realized through a system 1 of known type (figure 1), comprising a support structure 10 and a motor 20 mounted on this support structure. In particular, the engine 20 pu? be constrained to the support structure 10 by means of a hook (so-called ?hook?) which allows it to be translated along a substantially vertical axis. The rotary motion generated by the motor 20 is transferred to an auger 40 through a structure with rods 30. The rods 30 consist of sections of tubular threaded at the ends? and which, being assembled according to a predetermined longitudinal development, allow the auger 40 to reach depths of a few thousand meters, continuing to rotate around its own longitudinal axis.

L?insieme delle aste 30 e della trivella 40 viene indicato nel seguito e nelle successive rivendicazioni come ?attrezzatura di perforazione?. The assembly of the rods 30 and of the drill 40 is indicated in the following and in the subsequent claims as "drilling equipment".

Allo scopo di eseguire la perforazione, viene alimentato un fango all?attrezzatura di perforazione; il fango, essendo pompato all?interno delle aste 30, raggiunge la trivella 40. Una volta erogato in corrispondenza della parte terminale della trivella 40, il fango risale poi attraverso il pozzo W, tornando all?apertura di sommit? localizzata in corrispondenza della struttura di supporto 10. For the purpose of drilling, mud is fed to the drilling equipment; the mud, being pumped inside the rods 30, reaches the auger 40. Once delivered at the end part of the auger 40, the mud then rises through the well W, returning to the top opening? located in correspondence with the support structure 10.

In figura 1, le frecce rivolte verso il basso presenti sulle aste 30 rappresentano il flusso di fango alimentato alla trivella 40, mentre le frecce rivolte verso l?alto, all?esterno delle aste, rappresentano il flusso di fango di ritorno verso la superficie. In Figure 1, the arrows pointing downwards on the rods 30 represent the flow of mud fed to the drill 40, while the arrows pointing upwards, on the outside of the rods, represent the flow of mud returning to the surface.

Inoltre, in figura 1, ? rappresentato il condotto principale MD, in cui fluisce il fango di ritorno per essere portato ai vibrovagli (non illustrati) per poter essere separato dai cuttings, eventualmente sottoposto ad analisi, e successivamente stoccato per un eventuale ulteriore utilizzo. Also, in figure 1, ? shown the main MD duct, in which the return sludge flows to be taken to the vibrating sieves (not shown) in order to be separated from the cuttings, possibly subjected to analysis, and subsequently stored for possible further use.

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. It should be noted that figure 1 represents the elements described above in a schematic way, without necessarily respecting the real proportions between the dimensions of these elements.

Si noti inoltre che, nel presente contesto, le espressioni ?a monte? e ?a valle? vanno intese rispetto alla direzione di scorrimento del flusso del fango. Also note that, in the present context, the expressions ?upstream? and ?downstream? must be understood with respect to the flow direction of the sludge flow.

Allo scopo di rilevare perdite e/o influssi in un impianto per la perforazione del sottosuolo, esemplificativamente rappresentato dall?impianto 1 schematicamente mostrato in figura 1 e brevemente descritto qui sopra, vengono eseguite una serie di operazioni in corrispondenza di un condotto tubolare TD in cui scorre il fango di perforazione (figura 2). In order to detect leaks and/or influences in an underground drilling plant, represented by way of example by the plant 1 schematically shown in figure 1 and briefly described above, a series of operations are performed at a tubular duct TD in which the drilling mud flows (figure 2).

Come sar? pi? chiaro in seguito, il condotto tubolare TD pu? essere costituito da un condotto di bypass BC associato al suddetto condotto principale MD. How will it be? more clear later, the tubular duct TD pu? consist of a bypass duct BC associated with the aforementioned main duct MD.

Le operazioni di misurazione vengono eseguite sul fango di perforazione in uscita dal pozzo, cio? sul fango che ha prima attraversato il pozzo in direzione top-down, e poi ? risalito in direzione bottom-up. The measuring operations are performed on the drilling mud leaving the well, that is? on the mud that first crossed the shaft in a top-down direction, and then ? ascended in a bottom-up direction.

In particolare, al condotto tubolare TD viene alimentato il fango di perforazione proveniente dal pozzo W, cio? il fango che, dopo essere stato iniettato nel pozzo W stesso, risale in superficie attraverso l?annulus. In particular, the drilling mud from well W is fed to the tubular duct TD, i.e. the sludge which, after being injected into well W itself, rises to the surface through the annulus.

In tale fango sono tipicamente presenti fluidi assorbiti nel sottosuolo e/o cuttings derivanti dall?attivit? di perforazione. Per semplicit?, nel seguito l?espressione ?fango? comprender? anche la combinazione di fango con fluidi e/o cuttings. In this mud there are typically fluids absorbed in the subsoil and/or cuttings deriving from the activity? of drilling. For simplicity?, in the following? the expression ?mud? understand? also the combination of mud with fluids and/or cuttings.

Preferibilmente, le misurazioni che verranno descritte nel seguito vengono effettuate sul fango che scorre nel condotto di bypass BC. Il flusso di fango viene regolato tramite gli otturatori SV1, SV2, SV3: il fango scorre normalmente nel condotto principale MD; per realizzare questa condizione, l?otturatore SV1 ? aperto, e gli otturatori SV2, SV3 sono chiusi. Quando devono essere eseguite le operazioni di misurazione in accordo con l?invenzione, l?otturatore SV1 viene chiuso e vengono aperti gli otturatori SV2, SV3. In questo modo, il fango scorre interamente nel condotto di bypass BC prima di ritornare a scorrere nel condotto principale MD. Preferibilmente, il condotto di bypass BC presenta una sezione minore rispetto al condotto principale MD. Preferably, the measurements which will be described below are carried out on the sludge flowing in the bypass duct BC. The sludge flow is regulated by means of shutters SV1, SV2, SV3: the sludge flows normally in the main duct MD; to realize this condition, the shutter SV1 ? open, and shutters SV2, SV3 are closed. When the measurement operations according to the invention are to be performed, shutter SV1 is closed and shutters SV2, SV3 are opened. In this way, the mud flows entirely into the bypass duct BC before flowing back into the main duct MD. Preferably, the bypass duct BC has a smaller section than the main duct MD.

Nella schematizzazione di figura 2, le frecce con campitura a righe rappresentano il flusso di fango all?interno del condotto principale MD, mentre le frecce con campitura puntinata rappresentano il flusso di fango all?interno del condotto di bypass BC. In qualsiasi condizione operativa, il flusso di fango viene convogliato ai vibrovagli o mediante il condotto principale MD, o mediante il condotto di bypass BC. In altre parole, non sono previste condizioni operative in cui parte del flusso di fango fluisce nel condotto principale MD e contemporaneamente parte fluisce nel condotto di bypass BC. In the schematization of figure 2, the arrows with a striped pattern represent the mud flow inside the main duct MD, while the arrows with a dotted pattern represent the mud flow inside the bypass duct BC. In any operating condition, the sludge flow is conveyed to the vibrating screens either through the main duct MD, or through the bypass duct BC. In other words, operating conditions are not foreseen in which part of the mud flow flows into the main conduit MD and at the same time part flows into the bypass conduit BC.

Come detto, il condotto tubolare TD in cui vengono effettuate le operazioni di misurazione pu? coincidere con il condotto di bypass BC. As mentioned, the TD tubular duct in which the measurement operations are carried out can coincide with the bypass duct BC.

La Richiedente osserva che il condotto principale MD ed il condotto tubolare TD non sono parte di un sistema in pressione: il fango di perforazione viene pompato all?interno della attrezzatura di perforazione e, una volta fuoriuscito in corrispondenza del drill bit, esso risale in superficie lungo l?annulus sfruttando la spinta fornita dalle apparecchiature di pompaggio. Una volta fuoriuscito dall?annulus (sostanzialmente in corrispondenza del punto T schematizzato in figura 1), il fango ?vede? l?ambiente esterno e la pressione atmosferica. A questo punto, il fango viene alimentato al condotto principale MD e quindi al condotto tubolare TD. All?interno di questi ultimi, la pressione fornita inizialmente dalle apparecchiature di pompaggio ? esaurita, ed il fango scorre sostanzialmente solo per gravit?, grazie alla pendenza del condotto principale MD. In altre parole, il fango di perforazione, fluendo all?interno dell?impianto, si trova inizialmente in un ambiente in pressione, costituito da elementi a tenuta, che permettono alle apparecchiature di pompaggio di esercitare sul fango stesso l?azione necessaria a farlo avanzare attraverso l?attrezzatura di perforazione e, nella fase di risalita, lungo l?annulus. Al termine della risalita, i condotti entro cui il fango scorre (es. il condotto principale MD ed il condotto tubolare TD) non presentano una connessione a tenuta con l?annulus e lasciano quindi che il fango si trovi a pressione ambiente. The Applicant observes that the main pipe MD and the tubular pipe TD are not part of a pressurized system: the drilling mud is pumped inside the drilling equipment and, once it has come out at the drill bit, it rises to the surface along the annulus by exploiting the thrust provided by the pumping equipment. Once it has come out of the annulus (substantially at point T schematized in figure 1), the mud ?sees? the external environment and the atmospheric pressure. At this point, the sludge is fed to the main pipe MD and then to the tubular pipe TD. Within the latter, the pressure initially supplied by the pumping equipment? exhausted, and the mud essentially flows only by gravity, thanks to the slope of the main MD duct. In other words, the drilling mud, flowing inside the plant, is initially in a pressurized environment, made up of sealed elements, which allow the pumping equipment to exert the necessary action on the mud itself to make it advance through the drilling equipment and, in the ascent phase, along the annulus. At the end of the ascent, the ducts in which the mud flows (e.g. the main duct MD and the tubular duct TD) do not have a sealed connection with the annulus and therefore leave the mud at ambient pressure.

Sul condotto tubolare TD sono posizionati primi mezzi operativi OP1 per la generazione di una perdita di carico. In una forma di realizzazione, i primi mezzi operativi OP1 possono essere realizzati come una valvola di regolazione. The first operating means OP1 are positioned on the tubular duct TD for generating a pressure drop. In one embodiment, the first operating means OP1 can be implemented as a regulating valve.

I primi mezzi operativi OP1 vengono impostati per regolare una sezione di passaggio per il fango di perforazione tra la prima porzione TD1 e la seconda porzione TD2 del condotto tubolare TD. The first operating means OP1 is set to regulate a passage section for the drilling mud between the first portion TD1 and the second portion TD2 of the tubular duct TD.

Preferibilmente, i primi mezzi operativi OP1 sono pilotabili in un numero predefinito di prime condizioni operative. A ciascuna prima condizione operativa corrisponde una diversa luce di passaggio per il fango di perforazione. Preferably, the first operating means OP1 can be driven in a predefined number of first operating conditions. Each first operating condition corresponds to a different passage opening for the drilling mud.

Preferibilmente, la fase di impostazione dei primi mezzi operativi OP1 comprende pilotare i primi mezzi operativi OP1 stessi in una delle prime condizioni operative. Preferably, the setting step of the first operating means OP1 comprises driving the first operating means OP1 themselves in one of the first operating conditions.

A titolo esemplificativo, possono essere previste tre prime condizioni operative. By way of example, three first operating conditions can be envisaged.

Preferibilmente, la fase di regolazione/impostazione dei primi mezzi operativi OP1 viene svolta prima che il fango di perforazione inizi a scorrere nel condotto tubolare TD. Preferably, the adjustment/setting step of the first operating means OP1 is carried out before the drilling mud begins to flow in the tubular duct TD.

In particolare, tale regolazione/impostazione pu? essere eseguita, ad esempio, tra le diverse fasi di perforazione del pozzo petrolifero, ovvero ogni volta che l?impianto viene fermato per sostituire una parte dell?attrezzatura di perforazione (es. il drill bit), poich? questo comporter? una significativa variazione nel flusso di fango impiegato. In particular, this adjustment/setting can? be performed, for example, between the different oil well drilling phases, or every time the plant is stopped to replace a part of the drilling equipment (eg the drill bit), since? will this entail? a significant variation in the sludge flow employed.

La Richiedente osserva che la l?impostazione dei primi mezzi operativi OP1 permette di mantenere gli strumenti di rilevamento/analisi in condizioni di funzionamento adeguate rispetto al campo operativo atteso in termini di portata/densit? del fango. Ad esempio, la portata del flusso di fango che circola nell?impianto pu? variare tra circa 3-5 m<3>/s nelle fasi iniziali (quando l?annulus ha dimensioni maggiori) e circa 0,5-0,6 m<3>/s nelle fasi successive (quando l?annulus ha dimensioni minori). The Applicant observes that the setting of the first operating means OP1 allows to keep the detection/analysis instruments in adequate operating conditions with respect to the expected operating range in terms of flow rate/density? some mud. For example, the flow rate of sludge circulating in the plant can vary between about 3-5 m<3>/s in the initial stages (when the annulus is larger) and about 0.5-0.6 m<3>/s in the later stages (when the annulus is smaller ).

In una forma di realizzazione, l?impostazione dei primi mezzi operativi OP1 pu? avvenire manualmente, ad esempio azionando direttamente un attuatore che provoca la riduzione / l?aumento della luce di passaggio per il fango di perforazione. In one embodiment, setting the first operating means OP1 can be done manually, for example by directly activating an actuator which causes the reduction/increase of the passage opening for the drilling mud.

In una forma di realizzazione, l?impostazione dei primi mezzi operativi OP1 pu? avvenire in modo automatizzato: ad esempio, un PLC o altro dispositivo elettronico pu? essere programmato per comandare il suddetto attuatore, a fronte delle variazioni rilevate di portata e/o pressione del fango di perforazione. In one embodiment, setting the first operating means OP1 can take place in an automated way: for example, a PLC or other electronic device can? be programmed to command the aforementioned actuator, in response to the detected variations in the flow rate and/or pressure of the drilling mud.

In una forma di realizzazione, i primi mezzi operativi OP1 sono posizionati su una parte del condotto tubolare TD avente inclinazione diretta verso l?alto rispetto alla direzione di avanzamento del fluido. In one embodiment, the first operating means OP1 are positioned on a part of the tubular duct TD having an upward inclination with respect to the advancement direction of the fluid.

A valle dei primi mezzi operativi OP1 ? definita una prima porzione TD1 del condotto tubolare TD; a monte dei primi mezzi operativi OP1 ? definita una seconda porzione TD2 del condotto tubolare TD. Downstream of the first operational vehicles OP1 ? defined a first portion TD1 of the tubular duct TD; upstream of the first operational vehicles OP1 ? defined a second portion TD2 of the tubular duct TD.

Preferibilmente, il condotto tubolare TD presenta un ingresso IN per ricevere il fango di perforazione, ed un?uscita OUT da cui esce detto fango di perforazione. L?ingresso IN si trova ad una quota maggiore dell?uscita OUT cos? che il fango di perforazione scorra (preferibilmente sostanzialmente solo) per gravit? dall?ingresso IN all?uscita OUT. Preferably, the tubular duct TD has an inlet IN for receiving the drilling mud, and an outlet OUT from which said drilling mud exits. The input IN is located at a higher level than the output OUT cos? that the drilling mud flows (preferably substantially only) by gravity? from the IN input to the OUT output.

In particolare, il condotto di bypass BC riceve il flusso di fango dal condotto principale MD tramite l?ingresso IN, ed immette il flusso di fango nel condotto principale MD stesso tramite l?uscita OUT. In particular, the bypass duct BC receives the mud flow from the main duct MD via the IN inlet, and introduces the mud flow into the main MD duct itself via the OUT outlet.

I primi mezzi operativi OP1 sono interposti tra la sezione di ingresso IN e la sezione di uscita OUT. La prima porzione TD1 ? compresa tra la sezione di uscita OUT ed i primi mezzi operativi OP1; la seconda porzione TD2 ? compresa tra i primi mezzi operativi OP1 e la sezione di ingresso IN. The first operating means OP1 are interposed between the input section IN and the output section OUT. The first portion TD1 ? comprised between the output section OUT and the first operating means OP1; the second portion TD2 ? comprised between the first operating means OP1 and the input section IN.

Preferibilmente, sulla seconda porzione TD2 del condotto tubolare TD sono previsti secondi mezzi operativi OP2 per la generazione di una perdita di carico. A titolo esemplificativo, i secondi mezzi operativi OP2 possono essere realizzati come una valvola di regolazione. Preferably, second operating means OP2 are provided on the second portion TD2 of the tubular duct TD for generating a pressure drop. By way of example, the second operating means OP2 can be implemented as a regulating valve.

I secondi mezzi operativi OP2 sono posizionati a monte dei primi mezzi operativi OP1. In particolare, la seconda porzione TD2 comprende un primo tratto T1 compreso tra i primi mezzi operativi OP1 ed i secondi mezzi operativi OP2, ed un secondo tratto T2 a monte dei secondi mezzi operativi OP2. The second operating means OP2 are positioned upstream of the first operating means OP1. In particular, the second portion TD2 comprises a first section T1 comprised between the first operating means OP1 and the second operating means OP2, and a second section T2 upstream of the second operating means OP2.

I secondi mezzi operativi OP2 vengono impostati per regolare una sezione di passaggio per il fango di perforazione tra il primo tratto T1 ed il secondo tratto T2 della seconda porzione TD2 del condotto tubolare TD. The second operating means OP2 are set to regulate a passage section for the drilling mud between the first section T1 and the second section T2 of the second portion TD2 of the tubular duct TD.

Preferibilmente, i secondi mezzi operativi OP2 sono pilotabili in un numero predefinito di seconde condizioni operative. A ciascuna seconda condizione operativa corrisponde una diversa luce di passaggio per il fango di perforazione. Preferably, the second operating means OP2 can be driven in a predefined number of second operating conditions. Each second operating condition corresponds to a different passage opening for the drilling mud.

Preferibilmente, la fase di impostazione dei secondi mezzi operativi OP2 comprende pilotare i secondi mezzi operativi OP2 stessi in una delle seconde condizioni operative. Preferably, the setting step of the second operating means OP2 comprises driving the second operating means OP2 themselves into one of the second operating conditions.

A titolo esemplificativo, possono essere previste tre seconde condizioni operative. By way of example, three second operating conditions can be provided.

Preferibilmente, la fase di regolazione/impostazione dei secondi mezzi operativi OP2 viene svolta prima che il fango di perforazione inizi a scorrere nel condotto tubolare TD. Preferably, the adjustment/setting step of the second operating means OP2 is carried out before the drilling mud begins to flow in the tubular duct TD.

In particolare, tale regolazione/impostazione pu? essere eseguita, ad esempio, ogni volta che l?impianto viene fermato per sostituire una parte dell?attrezzatura di perforazione (es. il drill bit), poich? questo comporter? una significativa variazione nel flusso di fango impiegato. In particular, this adjustment/setting can? be performed, for example, every time the plant is stopped to replace a part of the drilling equipment (eg the drill bit), since? will this entail? a significant variation in the sludge flow employed.

In una forma di realizzazione, l?impostazione dei secondi mezzi operativi OP2 pu? avvenire manualmente, ad esempio azionando direttamente un attuatore che provoca la riduzione / l?aumento della luce di passaggio per il fango di perforazione. In one embodiment, the setting of the second operating means OP2 can be done manually, for example by directly activating an actuator which causes the reduction/increase of the passage opening for the drilling mud.

In una forma di realizzazione, l?impostazione dei secondi mezzi operativi OP2 pu? avvenire in modo automatizzato: ad esempio, un PLC o altro dispositivo elettronico pu? essere programmato per comandare il suddetto attuatore, a fronte delle variazioni rilevate di portata e/o pressione del fango di perforazione. In one embodiment, the setting of the second operating means OP2 can take place in an automated way: for example, a PLC or other electronic device can? be programmed to command the aforementioned actuator, in response to the detected variations in the flow rate and/or pressure of the drilling mud.

Si noti che i primi mezzi operativi OP1 ed i secondi mezzi operativi OP2 possono essere impostati in modo indipendente. In altri termini, ? previsto che i primi mezzi operativi OP1 possano avere medesima impostazione (cio? medesima luce di passaggio) dei secondi mezzi operativi OP2, oppure impostazione diversa. It should be noted that the first operating means OP1 and the second operating means OP2 can be set independently. In other words, ? it is envisaged that the first operating means OP1 may have the same setting (ie same passage opening) as the second operating means OP2, or a different setting.

Ad esempio, pu? essere prevista una fase di impostazione manuale, in cui un operatore imposta i primi mezzi operativi OP1 e/o i secondi mezzi operativi OP2 in una rispettiva condizione operativa, in funzione delle condizioni di funzionamento attese del sistema. For example, can a manual setting step be provided, in which an operator sets the first operating means OP1 and/or the second operating means OP2 in a respective operating condition, according to the expected operating conditions of the system.

Ad esempio, pu? essere previsto un controllo automatizzato dei primi mezzi operativi OP1 e/o dei secondi mezzi operativi OP2 in funzione dei rilevamenti eseguiti, in particolare in funzione della lettura di una o pi? delle pressioni p1, p2, p3, p4 che verranno descritte nel seguito. For example, can be provided for an automated control of the first operating means OP1 and/or of the second operating means OP2 according to the measurements performed, in particular according to the reading of one or more? of the pressures p1, p2, p3, p4 which will be described below.

La Richiedente osserva che la possibilit? di regolare l?apertura dei primi mezzi operativi OP1 e/o dei secondi mezzi operativi OP2 consente di facilitare eventuali operazioni di disostruzione o manutenzione del condotto tubolare TD. Quando non ? attivo il controllo attuato tramite il metodo oggetto della presente invenzione, i primi mezzi operativi OP1 (e preferibilmente i secondi mezzi operativi OP2) sono in posizione di massima apertura. Vantaggiosamente, tale posizione di massima apertura pu? essere raggiunta anche in vista di misure di pressione compatibili ad una ostruzione del bypass. The Applicant observes that the possibility to adjust the opening of the first operating means OP1 and/or of the second operating means OP2 allows to facilitate any unblocking or maintenance operations of the tubular duct TD. When not? active the control implemented through the method object of the present invention, the first operating means OP1 (and preferably the second operating means OP2) are in the maximum open position. Advantageously, this position of maximum opening can? be achieved also in view of pressure measurements compatible with an obstruction of the bypass.

Preferibilmente, i primi e/o i secondi mezzi operativi OP1, OP2 possono essere realizzati come una valvola a saracinesca (knife valve), in cui l?otturatore C ? conformato in modo che la sezione X di passaggio del flusso abbia un profilo convesso, sostanzialmente formato da due archi di circonferenza ? come schematicamente mostrato in figura 3. Preferably, the first and/or second operating means OP1, OP2 can be made as a gate valve, in which the shutter C? shaped so that the flow passage section X has a convex profile, substantially formed by two arcs of circumference ? as schematically shown in figure 3.

Preferibilmente, i primi ed i secondi mezzi operativi OP1, OP2 sono regolati in modo da non creare una condizione di overflow nel condotto principale MD e/o nella porzione di sistema a monte del condotto principale MD stesso. Preferably, the first and second operating means OP1, OP2 are adjusted so as not to create an overflow condition in the main duct MD and/or in the system portion upstream of the main duct MD itself.

In una forma di realizzazione, ? previsto un dispositivo di rilevamento DD, associato al ? e preferibilmente posizionato nel/sul ? condotto principale MD e configurato per rilevare il raggiungimento di una soglia determinata (soglia di sicurezza) del livello di fango nel condotto principale MD. Il dispositivo di rilevamento DD ? posizionato a monte del condotto di bypass BC, in particolare a monte della connessione tra condotto principale MD e la sezione di ingresso IN del condotto di bypass BC. A titolo esemplificativo, il dispositivo di rilevamento DD pu? essere realizzato come un sensore di livello. In one embodiment, ? foreseen a DD detection device, associated with the ? and preferably placed in/on the ? MD main duct and configured to detect the achievement of a certain threshold (safety threshold) of the sludge level in the MD main duct. The DD detection device ? positioned upstream of the bypass duct BC, in particular upstream of the connection between the main duct MD and the inlet section IN of the bypass duct BC. By way of example, the DD detection device can? be implemented as a level sensor.

Nel caso in cui il livello del fango nel condotto principale DD dovesse raggiungere la suddetta determinata soglia, ? previsto che i primi ed i secondi mezzi operativi OP1, OP2 vengano pilotati (tramite opportuno sistema automatizzato) in condizione di completa apertura, cos? da prevenire la condizione di overflow. In the event that the mud level in the main duct DD were to reach the aforementioned certain threshold, ? it is envisaged that the first and second operating means OP1, OP2 are driven (through an appropriate automated system) in the condition of complete opening, so? to prevent the overflow condition.

In accordo con l?invenzione, viene rilevata una prima pressione p1 nella seconda porzione TD2 del condotto tubolare TD. In accordance with the invention, a first pressure p1 is detected in the second portion TD2 of the tubular duct TD.

Viene inoltre rilevata una seconda pressione p2 nella prima porzione TD1 del condotto tubolare TD. Si noti che la seconda pressione p2 e la prima pressione p1 vengono rilevate rispettivamente a valle e a monte della perdita di carico generata dai mezzi operativi OP1. A second pressure p2 is also detected in the first portion TD1 of the tubular duct TD. It should be noted that the second pressure p2 and the first pressure p1 are detected respectively downstream and upstream of the head loss generated by the operating means OP1.

In funzione di una differenza tra la prima pressione p1 e la seconda pressione p2, cio? della differenza di pressione a cavallo dei primi mezzi operativi OP1, viene determinata una portata del flusso di fango nel condotto tubolare TD. In function of a difference between the first pressure p1 and the second pressure p2, cio? of the pressure difference across the first operating means OP1, a mud flow rate is determined in the tubular duct TD.

La portata cos? ottenuta viene confrontata con uno o pi? parametri di riferimento. The range what? obtained is compared with one or more? benchmarks.

Preferibilmente detti uno o pi? parametri di riferimento sono correlati alla portata del fango di perforazione alimentata al pozzo (chiamata anche portata di ingresso, per semplicit?). Preferably said one or more? benchmarks are related to the drilling mud flow rate fed to the well (also called inlet flow rate, for simplicity).

In una forma di realizzazione, ? previsto che venga calcolato l?integrale nel tempo, per un intervallo predeterminato, della differenza tra la portata di ingresso e la portata calcolata per il condotto tubolare TD. In one embodiment, ? expected that the integral over time is calculated, for a predetermined interval, of the difference between the inlet flow rate and the calculated flow rate for the tubular duct TD.

Se tale integrale ha un valore che cade all?interno di un intervallo di accettabilit? (es. maggiore di una soglia minima e/o minore di una soglia massima), il sistema non segnala criticit?. If this integral has a value that falls within an interval of acceptability? (e.g. higher than a minimum threshold and/or lower than a maximum threshold), the system does not report critical issues.

Se tale integrale (considerato con il proprio segno) ha un valore che non ricade nell?intervallo di accettabilit?, il sistema provvede a generare un segnale di notifica NS. If this integral (considered with its sign) has a value that does not fall within the acceptability range, the system generates a notification signal NS.

In particolare, si consideri la seguente quantit?: In particular, consider the following quantity:

in cui in which

QTD(t) ? la portata nel condotto tubolare TD QTD(t) ? the flow rate in the tubular duct TD

Qin(t) ? la portata in ingresso Qin(t) ? the input flow

t1, t2 sono gli estremi dell?intervallo temporale predeterminato. t1, t2 are the extremes of the predetermined time interval.

Se il valore di I (considerato con il proprio segno) ? maggiore di una soglia massima, allora ? in sintesi ? la portata nel condotto tubolare TD sta assumendo valori anomali e maggiori della portata in ingresso. Questo pu? essere indicativo di un influsso, ed il sistema provvede a generare una relativa segnalazione. If the value of I (considered with its own sign) ? greater than a maximum threshold, then ? In summary ? the flow rate in the tubular duct TD is assuming anomalous values and greater than the inlet flow rate. This can be indicative of an influence, and the system generates a related report.

Se il valore di I (considerato con il proprio segno) ? minore di una soglia minima, allora ? in sintesi ? la portata nel condotto tubolare TD sta assumendo valori anomali e minori della portata in ingresso. Questo pu? essere indicativo di una perdita, ed il sistema provvede a generare una relativa segnalazione. If the value of I (considered with its own sign) ? less than a minimum threshold, then ? In summary ? the flow rate in the TD tubular duct is assuming anomalous values and lower than the inlet flow rate. This can be indicative of a leak, and the system generates a relative report.

Se il valore dell?integrale rimane all?interno dell?intervallo di accettabilit?, il sistema pu? non generare alcuna segnalazione oppure inviare un segnale rappresentativo del fatto che la situazione non presenta, al momento, criticit? relative a possibili influssi o perdite. If the value of the integral remains within the range of acceptability, the system can? not generate any report or send a signal representative of the fact that the situation does not present any critical issues at the moment? relating to possible influence or loss.

In una forma di realizzazione, viene determinato se la differenza tra la portata nel condotto tubolare TD e la portata di ingresso (QTD ? Qin) rimane maggiore di una soglia massima, o minore di una soglia minima, per un tempo predeterminato. In one embodiment, it is determined whether the difference between the flow rate in the tubular conduit TD and the inlet flow rate (QTD ? Qin) remains greater than a maximum threshold, or less than a minimum threshold, for a predetermined time.

Nel caso in cui questo accada, il sistema provvede a generare idonea segnalazione. In particolare: In the event that this occurs, the system generates a suitable report. In particular:

- se la portata QTD rimane maggiore della portata Qin per un tempo predeterminato, questo pu? essere indicativo di un influsso, ed il sistema provvede a generare idonea segnalazione; - if the flow QTD remains greater than the flow Qin for a predetermined time, this can? be indicative of an influence, and the system generates a suitable report;

- se la portata QTD rimane minore della portata Qin per un tempo predeterminato, questo pu? essere indicativo di una perdita, ed il sistema provvede a generare idonea segnalazione. - if the flow rate QTD remains smaller than the flow rate Qin for a predetermined time, this can? be indicative of a leak, and the system generates a suitable report.

Preferibilmente, il segnale di notifica NS pu? avere quindi almeno due diversi tipi di contenuto: possibile rischio di influsso e possibile rischio di perdita. Preferably, the NS notification signal can therefore have at least two different types of content: possible risk of influence and possible risk of loss.

Tornando al calcolo della portata del flusso di fango, viene inoltre determinata una differenza di pressione tra due sezioni A, B del condotto tubolare TD; ad esempio, le due sezioni A, B possono fare parte del secondo tratto T2 del condotto di bypass BC. In funzione di tale differenza di pressione viene determinata la densit? del fango; quest?ultima viene poi impiegata per determinare la suddetta portata del flusso di fango. Preferibilmente, le sezioni A, B si trovano su una parte sostanzialmente verticale del condotto di bypass BC. Preferibilmente, non vi sono variazioni di sezione o di passaggio tra le sezioni A, B. Returning to the calculation of the mud flow rate, a pressure difference between two sections A, B of the tubular duct TD is also determined; for example, the two sections A, B can form part of the second section T2 of the bypass duct BC. In function of this pressure difference is determined the density? some mud; the latter is then used to determine the aforementioned mud flow rate. Preferably, the sections A, B are located on a substantially vertical part of the bypass duct BC. Preferably, there are no section or transition variations between sections A, B.

In aggiunta a quanto sopra, vengono preferibilmente rilevate una terza pressione p3, nel secondo tratto T2 del condotto di bypass BC, ed una quarta pressione p4 nel primo tratto T1, e viene determinata una differenza tra la terza pressione p3 e la quarta pressione p4. In termini pratici, viene determinata una differenza di pressione a cavallo dei secondi mezzi operativi OP2. Si noti che la quarta pressione p4 e la terza pressione p3 vengono rilevate rispettivamente a valle e a monte della perdita di carico generata dai mezzi operativi OP2. In addition to the above, a third pressure p3 is preferably detected, in the second section T2 of the bypass duct BC, and a fourth pressure p4 in the first section T1, and a difference between the third pressure p3 and the fourth pressure p4 is determined. In practical terms, a pressure difference is determined across the second operating means OP2. It should be noted that the fourth pressure p4 and the third pressure p3 are detected respectively downstream and upstream of the head loss generated by the operating means OP2.

La portata del flusso di fango viene preferibilmente determinata anche in funzione della differenza tra la terza pressione p3 e la quarta pressione p4. The mud flow rate is preferably also determined as a function of the difference between the third pressure p3 and the fourth pressure p4.

Da un punto di vista matematico, per calcolare la portata del flusso di fango viene impostato un sistema di tre equazioni: Mathematically, a system of three equations is set up to calculate the sludge flow rate:

in cui: in which:

?pAB ? la differenza di pressione rilevata tra le sezioni A e B; ?pAB ? the pressure difference detected between sections A and B;

? ? la densit? del fango di perforazione; ? ? the density? drilling mud;

g ? l?accelerazione di gravit? (approssimabile in 9.806 m/s2); g ? the acceleration of gravity? (approximate in 9.806 m/s2);

?zAB ? la differenza di quota tra la sezione A e la sezione B; ?zAB ? the height difference between section A and section B;

? ? l?indice di resistenza del condotto tubolare TD; ? ? the resistance index of the tubular duct TD;

Re ? il numero di Reynolds del condotto tubolare TD; King ? the Reynolds number of the tubular conduit TD;

? ? la scabrezza equivalente del condotto tubolare TD; ? ? the equivalent roughness of the tubular duct TD;

D ? il diametro (interno) del condotto tubolare TD; D ? the (inner) diameter of the tubular duct TD;

V ? la velocit? del flusso di fango riferita al diametro D; V ? the speed? of the sludge flow referred to the diameter D;

?p12 ? la differenza di pressione tra la sezione 1 e la sezione 2; ?p12 ? the pressure difference between section 1 and section 2;

?z12 ? la differenza di quota tra la sezione 1 e la sezione 2; ?z12 ? the height difference between section 1 and section 2;

k1 ? un coefficiente cinetico legato al coefficiente di efflusso dei primi k1 ? a kinetic coefficient linked to the coefficient of outflow of the former

mezzi operativi OP1; operating means OP1;

x1 ? l?apertura dei primi mezzi operativi OP1; x1 ? the opening of the first OP1 operating vehicles;

?p34 ? la differenza di pressione tra la sezione 3 e la sezione 4; ?p34 ? the pressure difference between section 3 and section 4;

?z34 ? la differenza di quota tra la sezione 3 e la sezione 4; ?z34 ? the height difference between section 3 and section 4;

k2 ? un coefficiente cinetico legato al coefficiente di efflusso dei k2 ? a kinetic coefficient related to the flow coefficient of the

secondi mezzi operativi OP2; second operating means OP2;

x2 ? l?apertura dei primi mezzi operativi OP2. x2 ? the opening of the first OP2 operating vehicles.

Si noti che i coefficienti k1, k2 sono noti a priori. A titolo esemplificativo, possono essere ricavati da taratura sperimentale o numerica di un modello del sistema. Note that the coefficients k1, k2 are known a priori. By way of example, they can be obtained from an experimental or numerical calibration of a system model.

La Richiedente osserva che anche ? ed ? sono grandezze note a priori: ? ? rappresentativa dell?attrito al quale il fluido ? sottoposto nello scorrimento nel condotto, ? ? rappresentativa della finitura/rugosit? della superficie su cui scorre il fluido. Entrambi i parametri dipendono dalle caratteristiche fisiche del condotto: ? pu? essere dedotto o ricavato sulla base di relazioni empiriche, ? ? generalmente un valore tabellato. The Applicant observes that also ? and ? are quantities known a priori: ? ? representative of? friction to which the fluid ? subjected to sliding in the duct, ? ? representative of the finish/roughness? of the surface over which the fluid flows. Both parameters depend on the physical characteristics of the duct: ? can? be deduced or derived on the basis of empirical relationships, ? ? usually a tabulated value.

Risolvendo tale sistema, ? possibile ottenere la densit? del fango, il numero di Reynolds del condotto tubolare TD e la velocit? del flusso di fango riferita al diametro D; da quest?ultima, in modo di per s? noto, viene poi ricavata la portata (massica e/o volumetrica) del flusso di fango. By solving this system, ? is it possible to obtain the density? of the mud, the Reynolds number of the tubular duct TD and the speed? of the sludge flow referred to the diameter D; from the latter, in a way for itself? known, the flow rate (mass and/or volumetric) of the sludge flow is then obtained.

In una forma di realizzazione, la prima pressione p1 e la quarta pressione p4 possono coincidere, nel senso che tramite un solo rilevamento ? possibile ottenere un valore di pressione da elaborare (per differenza) insieme alla seconda e terza pressione p2, p3 per il calcolo della portata sopra descritto. In one embodiment, the first pressure p1 and the fourth pressure p4 can coincide, in the sense that through a single detection ? It is possible to obtain a pressure value to be processed (by difference) together with the second and third pressure p2, p3 for the calculation of the flow rate described above.

La figura 4 mostra una ulteriore forma di realizzazione dell?invenzione. Figure 4 shows a further embodiment of the invention.

Il principio di funzionamento ? il medesimo di quello descritto con riferimento alle figure 1-3. The working principle? the same as that described with reference to figures 1-3.

La differenza principale riguarda il fatto che il condotto principale MD presenti una prima parte MD1 sostanzialmente verticale, ed una seconda parte approssimativamente orizzontale ? con leggera pendenza verso il basso in allontanamento dalla prima parte MD1. Ad esempio, il condotto principale MD (la prima parte MD1) pu? estendersi verso l?alto dal blowout preventer BOP. The main difference concerns the fact that the main duct MD has a substantially vertical first part MD1, and an approximately horizontal second part? with a slight downward slope away from the first part MD1. For example, the main duct MD (the first part MD1) can? extend upward from the blowout preventer BOP.

Per il resto, questa forma di realizzazione presenta caratteristiche del tutto analoghe rispetto a quella descritta in precedenza: il fango di perforazione, risalito lungo l?annulus, giunge al condotto principale MD. Se l?otturatore SV1? ? aperto e l?otturatore SV2? ? chiuso, il fango fluisce solamente nel condotto principale MD e viene alimentato alle porzioni successive dell?impianto. Se l?otturatore SV1? ? chiuso e l?otturatore SV2? ? aperto, il fango fluisce nel condotto tubolare TD (che costituisce un bypass BC del condotto principale MD). Nel condotto principale sono montati i primi e secondi mezzi operativi OP1, OP2, e vengono eseguiti i rilevamenti delle pressioni p1-p4 come sopra descritto. In funzione di tali rilevamenti, ? possibile determinare la portata del fango di perforazione e, sulla base di quest?ultima, possono essere identificate condizioni di criticit? (perdite e/o influssi). For the rest, this embodiment has completely similar characteristics to the one described previously: the drilling mud, having risen along the annulus, reaches the main conduit MD. If the shutter SV1? ? open and the shutter SV2? ? closed, the sludge flows only in the main duct MD and is fed to the subsequent portions of the plant. If the shutter SV1? ? closed and the shutter SV2? ? open, the sludge flows into the tubular duct TD (which forms a bypass BC of the main duct MD). The first and second operating means OP1, OP2 are mounted in the main duct, and the readings of the pressures p1-p4 are carried out as described above. Based on these findings, Is it possible to determine the flow rate of the drilling mud and, on the basis of the latter, can critical conditions be identified? (losses and/or influences).

I primi e/o i secondi mezzi operativi OP1, OP2 hanno preferibilmente la medesima struttura ed il medesimo funzionamento gi? descritti, e vengono vantaggiosamente impostati in accordo con quanto descritto sopra. Do the first and/or second operating means OP1, OP2 preferably have the same structure and the same functioning already? described, and are advantageously set up in accordance with what has been described above.

La Richiedente osserva che, sia nella forma di realizzazione di figura 2, sia nella forma di realizzazione di figura 4, il flusso che viene fatto scorrere nel condotto tubolare TD (ed in particolare nel condotto di bypass BC) ? sostanzialmente tutto il fango proveniente dall?annulus. In altri termini, non vi sono diramazioni / parzializzazioni del flusso di fango prima che quest?ultimo venga sottoposto alle misure nel condotto tubolare TD. The Applicant observes that, both in the embodiment of figure 2 and in the embodiment of figure 4, the flow which is made to flow in the tubular duct TD (and in particular in the bypass duct BC) ? substantially all the mud coming from the annulus. In other words, there are no branches / chokes of the mud flow before the latter is subjected to the measurements in the tubular duct TD.

In questo modo, ? possibile calcolare la portata del flusso proveniente dal pozzo e, sulla base di tale calcolo, determinare eventuali condizioni di perdita e/o influsso. In this way, ? It is possible to calculate the flow rate from the well and, based on this calculation, determine any leakage conditions and/or influence.

La figura 5 mostra esemplificativamente un apparato elettronico 200, quale ad esempio un computer o apparato analogo, configurato per svolgere le elaborazioni facenti parte del metodo in accordo con la presente invenzione. Il dispositivo elettronico 200 ? dotato di un dispositivo di ingresso/uscita 210, utilizzato per la lettura delle pressioni p1-p4 e per acquisire informazioni sulla portata in ingresso Qin. Il dispositivo elettronico 200 comprende inoltre un processore 220, che pu? essere realizzato come un microprocessore. Il processore 220 ha il compito di calcolare la portata QTD nel condotto tubolare TD e confrontare la stessa con i parametri di riferimento. In particolare, il processore 220 pu? procedere al calcolo della differenza tra QTD e QIN come sopra descritto, generando poi il segnale di notifica NS quando necessario. Figure 5 shows by way of example an electronic apparatus 200, such as for example a computer or similar apparatus, configured to carry out the processing forming part of the method according to the present invention. The electronic device 200 ? equipped with an input/output device 210, used for reading the pressures p1-p4 and for acquiring information on the inlet flow rate Qin. The electronic device 200 further comprises a processor 220, which can be implemented as a microprocessor. The processor 220 has the task of calculating the flow rate QTD in the tubular duct TD and comparing it with the reference parameters. In particular, the 220 processor pu? proceed to the calculation of the difference between QTD and QIN as described above, then generating the notification signal NS when necessary.

L?apparato elettronico 200 pu? essere dotato di una memoria non transitoria 230, nella quale vengono memorizzati, ad esempio, i valori delle pressioni p1-p4, i valori delle portate QTD, QIN e gli ulteriori valori calcolati (es. la differenza tra le portate, l?integrale nel tempo, ecc.). La memoria 230 pu? essere utilizzata per archiviare un programma software 240 che comprende istruzioni leggibili dal processore 220 per svolgere le elaborazioni previste dalla presente invenzione. Il processore 220 ? collegato al dispositivo di ingresso/uscita 210 e alla memoria 230, ed ? utilizzato per eseguire il programma software per calcolare la portata nel condotto tubolare TD e generare il segnale di notifica NS. L?apparato elettronico 200 pu? comprendere inoltre un dispositivo di visualizzazione 250, quale ad esempio un display, che pu? permettere ad un utente di visualizzare i dati generati/elaborati dal processore 220. Il processore 220 pu? inoltre essere configurato per eseguire l?impostazione dei primi e/o dei secondi mezzi operativi OP1, OP2. L?apparato elettronico 200 pu? essere compreso nel, coincidere con o comprendere il suddetto PLC. The electronic apparatus 200 can? be provided with a non-transient memory 230, in which, for example, the pressure values p1-p4, the flow rate values QTD, QIN and the further calculated values (e.g. the difference between the flow rates, the integral in time, etc.). The memory 230 can? be used to store a software program 240 which includes instructions readable by the processor 220 to carry out the processing envisaged by the present invention. The 220 processor? connected to the input/output device 210 and to the memory 230, and ? used to run the software program to calculate the flow rate in tubular duct TD and generate the notification signal NS. The electronic apparatus 200 can? further comprise a display device 250, such as for example a display, which can allow a user to view data generated/processed by processor 220. Processor 220 can? it can also be configured to set the first and/or second operating means OP1, OP2. The electronic apparatus 200 can? be included in, coincide with, or include the aforementioned PLC.

L?invenzione consegue importanti vantaggi. The invention achieves important advantages.

Innanzitutto, il trovato permette di individuare in modo semplice, preciso ed affidabile la presenza di perdite e/o influssi in un impianto di perforazione. First of all, the invention allows to identify in a simple, precise and reliable way the presence of leaks and/or influences in a drilling rig.

In particolare, il sistema di rilevamento viene mantenuto in condizioni di funzionamento ottimale rispetto alla portata e/o alla densit? del fango attese, cos? da garantire misurazioni e rilevamenti precisi ed accurati, anche a fronte di variazioni significative del flusso di fango in uscita dal pozzo di perforazione. In particular, is the detection system kept in optimal operating conditions with respect to the flow rate and/or density? some mud waited, cos? to guarantee precise and accurate measurements and surveys, even in the face of significant variations in the mud flow leaving the drilling well.

Inoltre, l?invenzione pu? essere applicata ad un impianto gi? esistente in modo rapido, e apportando modifiche strutturali minime alla struttura dell?impianto stesso. Furthermore, the invention can be applied to a plant already? existing quickly, and making minimal structural changes to the structure of the plant itself.

In aggiunta a quanto sopra, la Richiedente osserva che, avendo la possibilit? di regolare i primi mezzi operativi OP1 e/o i secondi mezzi operativi OP2, ? possibile facilitare operazioni di manutenzione o disostruzione portando tali mezzi OP1, OP2 in condizione di massima apertura. In addition to the above, the Applicant observes that, having the possibility to adjust the first operating means OP1 and/or the second operating means OP2, ? It is possible to facilitate maintenance or unblocking operations by bringing these means OP1, OP2 to the maximum open condition.

Claims

1. Method for detecting leaks and/or influences in an installation (1) for drilling the subsoil, wherein said installation comprises a tubular conduit (TD), said tubular conduit (TD) having first operating means (OP1) for generating of a head loss, a first portion (TD1) downstream of said first operating means (OP1) and a second portion (TD2) upstream of said first operating means (OP1), said method comprising:

? feeding said tubular duct (TD) a drilling mud coming from a drilling well (W) formed by said plant (1);

? setting said first operating means (OP1) to adjust a passage section for said drilling mud between said first portion (TD1) and said second portion (TD2) of said tubular duct (TD);

? sensing a first pressure (p1) in the second portion (TD2) of said tubular duct (TD);

? detecting a second pressure (p2) in the first portion (TD1) of said tubular duct (TD);

? determining a flow rate of said flow as a function of a difference between said first pressure (p1) and said second pressure (p2);

? perform a comparison of that scope with one or more? benchmarks;

? generating a notification signal (NS) as a function of said comparison.

2. Method according to claim 1, wherein said tubular duct (TD) has an inlet (IN) for receiving said drilling mud and an outlet (OUT) from which said drilling mud comes out, wherein said inlet (IN) is located at a greater share of said output (OUT) cos? that said drilling mud flows by gravity? from said input (IN) to said output (OUT).

3. Method according to claim 1 or 2 wherein said one or more? reference parameters are related to a flow rate of a drilling mud flow fed to said drilling well (W).

4. Method according to any one of the preceding claims, wherein said first operating means (OP1) comprises a regulating valve for regulating the mud flow in said tubular duct (TD).

5. Method according to any one of the preceding claims, wherein said first operating means (OP1) can be driven in a predefined number of first operating conditions, each corresponding to a different passage port for said drilling mud,

wherein the step of setting said first operating means (OP1) comprises piloting said first operating means (OP1) in one of said first operating conditions.

6. A method according to any one of the preceding claims, wherein said tubular duct (TD) is a bypass duct (BC) of a main duct (MD).

7. Method according to claim 6, wherein said bypass duct (BC), via said inlet (IN), receives said drilling mud from said main duct (MD) and, via said outlet (OUT), introduces said drilling mud drilling in said main conduit (MD).

8. Method according to any one of the preceding claims wherein said first operating means (OP1) are interposed between said input section (IN) and said output section (OUT).

9. A method according to any one of the preceding claims, wherein said first portion (TD1) is comprised between said output section (OUT) and said first operating means (OP1), and said second portion (TD2) ? comprised between said first operating means (OP1) and said input section (IN).

The method according to any one of the preceding claims, further comprising:

? determining a parameter representative of a pressure difference between two sections (A, B) of said tubular duct (TD); ? determine a density? of said drilling mud as a function of said parameter;

? determine the flow rate of said flow also as a function of said density.

11. Method according to any one of the preceding claims, wherein said tubular duct (TD) has second operating means (OP2) for generating a pressure drop, positioned upstream of said first operating means (OP1), said second portion ( TD2) comprising a first section (T1) comprised between said first operating means (OP1) and said second operating means (OP2), and a second section (T2) upstream of said second operating means (OP2), said method comprising:

? setting said second operating means (OP2) to regulate a passage section for said drilling mud between said first section (T1) and said second section (T2) of the second portion (TD2) of said tubular duct (TD);

? detecting a third pressure (p3) in said second portion (T2); ? detecting a fourth pressure (p4) in said first segment (T1); ? determining the flow rate of said flow also as a function of a difference between said third pressure (p3) and said fourth pressure (p4).

The method according to claim 11 wherein said second operating means (OP2) comprises a regulating valve for regulating the mud flow in said tubular conduit (TD).

13. Method according to claim 11 or 12, wherein said second operating means (OP2) can be driven in a predefined number of second operating conditions, each corresponding to a different passage port for said drilling mud,

wherein the step of setting said second operating means (OP2) comprises piloting said second operating means (OP2) in one of said second operating conditions.

14. Method according to any of the preceding claims wherein said first operating means (OP1) and preferably said second operating means (OP2) are positioned on a part of said tubular duct (TD) having an upward inclination with respect to the direction of advancement of said fluid.