BRPI0917018B1 - Método para perfuração de um poço - Google Patents

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Daniel Guy Pomerleau
Keith Kenneth Corb
Stuart Dwight Butler
Robert T. Staysko
Gregg MacKay Jollymore
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Weatherford Technology Holdings Llc
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Abstract

método para perfuração de um poço a presente invenção refere-se a um método para perfuração de um poço (100, 300, 400, 500) incluindo injetar um fluido de perfuração (145f) através de uma coluna de perfuração (135) disposta no poço 5 (100, 300, 400, 500) e rotação de uma broca de perfuração (140) disposta no fundo da coluna de perfuração (135). o fluido de perfuração (145f) inclui um líquido e um gás. o fluido de perfuração (145f) é injetado na superfície. o fluido de perfuração (145f) sai da broca de perfuração (140) e leva cascalhos da broca de perfuração (140). o fluido de perfuração (145f) e os retornos (145r) contendo cascalhos de perfuração substanciais e outros sólidos fluem para a superfície através de um anel (110) formado entre a coluna de perfuração (135) e o poço (100, 300, 400, 500). o líquido é injetado em uma taxa de maneira que a velocidade de um líquido dos retornos no anel (110) seja suficiente para transportar os retornos (145r). o método inclui ainda perfuração através de pelo menos uma porção de uma formação não produtiva.

Description

A presente invenção refere-se a um método para perfuração de um poço e, mais especificamente, a um método de perfuração multifase. Descrição da Técnica Relacionada
Perfuração de um poço tipicamente requer circulação de um fluido de perfuração para retirar do poço cascalhos produzidos pela ação de um broca de perfuração giratória. O fluido de perfuração pode ser bombeado para baixo no poço dentro de uma coluna de perfuração e através da broca e lançado em jatos na face de corte onde ele auxilia na penetração das fraturas criadas pela broca, levantando os fragmentos quebrados pela broca através da penetração nas fraturas e levantando hidraulicamente os fragmentos para a corrente de fluido de circulação. O fluido de perfuração então leva os fragmentos para cima dos anéis inferiores formados entre uma superfície externa da coluna de perfuração e uma parede do furo poço. O fluido de perfuração e os fragmentos ou retornos continuam para cima do anel superior formado entre um revestimento ou camisa e a coluna de perfuração e para a superfície onde os fragmentos são separadas do fluido. O fluido limpo é então reintroduzido no poço completando o ciclo de circulação. O fluido de perfuração pode também esfriar a broca de perfuração e suportar a parede do poço.
Dispor um equipamento de perfuração em um local de poço é uma tarefa dispendiosa. As empresas de óleo e gás estão constantemente procurando por meios de reduzir o tempo gasto pelo equipamento de perfuração no local de poço. O tempo de sondagem inclui tempo gasto perfurando/manobrando e tempo não produtivo. O tempo gasto perfurando pode ser reduzido aumentando a taxa de penetração (ROP) (Rate of Penetration) da broca de perfuração através das formações rochosas, especialmente formações não produtivas entre a superfície e as formações mais profundas que contêm hidrocarboneto.
Petição 870180154603, de 23/11/2018, pág. 6/11
2/28
Fatores principais que governam ROP incluem: tipo de broca, peso na broca (WOB) (Weight on Bif), velocidade de rotação da broca, características da formação e uma pressão de furo de poço (BHP) (Bottom Hole Pressuré) exercida pelos retornos na formação sendo perfurada. A BHP inclui um componente estático gerado pelo peso da coluna de fluido hidrostática e um componente dinâmico gerado por obstáculo hidráulico devido à resistência de ocorrência natural ao fluxo através do anel. A influência da BHP sobre a ROP é frequentemente discutida em termos de efeito de retenção da lasca. Um aumento em BHP tende a compactar a formação de rocha sendo perfurada, artificialmente aumentando a resistência a cisalhamento da rocha e tendendo as manter os fragmentos de rocha criadas pela broca no lugar (efeito de retenção de lasca) desta maneira forçando nova perfuração/nova fratura de rocha anteriormente perfurada e redução da ROP. Um aumento em BHP também aumenta o tempo ocioso ao encurtar a vida da broca, desta maneira requerendo substituição mais frequente da broca ou obstrução da broca de perfuração.
Para aumentar a ROP, brocas em muitas áreas de perfuração de rocha dura passaram a usar ar para fluido de perfuração. Comparado com lama de perfuração convencional, tipicamente à base de óleo ou água, a densidade é reduzida em ordens de magnitude, desta maneira reduzindo bastante a BHP, melhorando a ROP e prolongando a vida da broca de perfuração. No entanto, perfuração com ar é limitada por formações geológicas selecionadas, que sejam consolidadas com influxo de água mínimo e não produzam sulfeto de hidrogênio. Desta maneira, existe uma necessidade na técnica de um método de perfuração de um poço que aumente a ROP, melhore a vida da broca de perfuração e não sofra das limitações de perfuração com ar.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Em uma modalidade, um método para perfuração de um poço inclui injeção de fluido de perfuração através de uma coluna de perfuração disposta no poço e rotação da broca de perfuração disposta no fundo da coluna de perfuração. O fluido de perfuração inclui um líquido e um gás. O
3/28 fluido de perfuração é injetado na superfície. O fluido de perfuração sai da broca de perfuração e leva cascalhos da broca de perfuração. O fluido de perfuração e cascalhos (retornos) fluem para a superfície através de um anel formado entre a coluna de perfuração e o poço. O líquido é injetado em uma taxa de maneira que uma velocidade de líquido dos retornos no anel seja suficiente para transportar os cascalhos. O método inclui ainda perfuração através de pelo menos uma porção de uma formação não produtiva.
Em outra modalidade, um método para perfuração de um poço inclui injeção de um fluido de perfuração através de uma coluna de perfuração disposta no poço e rotação de uma broca de perfuração disposta no fundo da coluna de perfuração. O fluido de perfuração inclui um líquido e um gás. O fluido de perfuração é injetado na superfície. O fluido de perfuração sai da broca de perfuração e leva cascalhos da broca de perfuração. O fluido de perfuração e cascalhos (retornos) fluem para a superfície através de um anel formado entre a coluna de perfuração e o poço. Uma fração de volume de líquido do fluido de perfuração em temperatura e pressão padrão é maior do que ou igual a 0,01. O método inclui ainda perfuração através de pelo menos uma porção de uma formação não produtiva.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
De maneira que as características da presente invenção acima mencionadas possam ser compreendidas em detalhes, uma descrição mais particular da invenção, rapidamente sumarizada acima, pode ser feita através de referência a modalidades, algumas das quais são ilustradas nos desenhos apensos. Deve ser notado, no entanto, que os desenhos apensos ilustram apenas modalidades típicas da presente invenção e não devem então ser considerados limitantes de seu escopo, pois a invenção pode admitir outras modalidades igualmente eficazes.
A figura 1A é um fluxograma de um sistema de perfuração, de acordo com uma modalidade da presente invenção. A Figura 1B é uma seção transversal de um poço sendo perfurado com o sistema de perfuração.
4/28
A figura 2 ilustra um perfil de pressão comparando uma modalidade da presente invenção com sistemas de perfuração da técnica anterior. A figura 2A ilustra controle de taxas de injeção com base em mudanças na formação.
A figura 3 é uma seção transversal de um poço real parcialmente perfurado com um método, de acordo com outra modalidade da invenção. A figura 3A é uma tabela ilustrando intervalos do poço perfurado com métodos e modalidades convencionais da presente invenção. A figura 3B é uma tabela ilustrando intervalos de outros furos de poço no mesmo campo perfurados com modalidades da presente invenção. A figura 3C é uma tabela ilustrando motores usados com modalidades da presente invenção. A figura 3D ilustra ROPs de intervalos similares no mesmo campo perfurado com ar.
A figura 4 é uma seção transversal de um poço real parcialmente perfurado com um método, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A figura 4A é uma tabela de intervalos do poço perfurado com métodos e modalidades convencionais da presente invenção. A figura 4B é uma tabela de algumas das formações geológicas atravessadas pelo furo de poço. A figura 4C é uma tabela ilustrando intervalos de outros furos de poço no mesmo campo perfurado com modalidades da presente invenção. A figura 4D é uma tabela ilustrando motores usados com modalidades da presente invenção.
A figura 5 é uma seção transversal de um poço real parcialmente perfurado com um método, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A figura 5A é uma tabela de intervalos do poço perfurado com métodos e modalidades convencionais da presente invenção. A figura 5B é uma tabela de formações geológicas atravessadas pelo poço. A figura 5C é uma tabela ilustrando um intervalo de outro poço no mesmo campo perfurado com uma modalidade da presente invenção. A figura 5D é uma tabela ilustrando motores usados com modalidades da presente invenção.
As figuras 6A-6H são tabelas ilustrando perfis de anel simulados de perfuração de um poço enquanto variando a taxa de injeção de gás e
5/28 taxa de injeção de líquido/lama, de acordo com outras modalidades da presente invenção.
A figura 7 é um fluxograma de um sistema de perfuração, de acordo com outra modalidade da presente invenção.
DESCRIÇÃO DETALHADA
A figura 1A é um fluxograma de um sistema de perfuração 1, de acordo com uma modalidade da presente invenção. A figura 1B é uma seção transversal de um poço 100 sendo perfurado usando o sistema de perfuração 1. O sistema de perfuração 1 pode ser disposto em terra ou offshore. O sistema de perfuração 1 pode incluir um equipamento de perfuração (não mostrado) usado para apoiar operações de perfuração. O equipamento de perfuração pode incluir uma torre de perfuração apoiada de uma estrutura de apoio tendo um piso ou plataforma de equipamento onde operadores de perfuração podem trabalhar. Muitos dos componentes usados no equipamento, tais como uma haste de perfuração e mesa giratória ou acionamento de topo, chaves hidráulicas, cunhas, guinchos da coluna de perfuração e outros equipamentos, não são mostrados para facilidade de descrição. Um poço 100 já foi parcialmente perfurado, o revestimento 115 fixado e cimentado 120 no lugar. A coluna de revestimento 115 se estende da superfície 105 do poço 100 onde uma cabeça de poço 40 está tipicamente localizada. O fluido de perfuração 145f pode ser injetado através de uma coluna de perfuração 135 disposta no poço.
O fluido de perfuração 145f pode ser uma mistura e pode incluir um primeiro fluido que é um gás 145f (vide figura 2A) em temperatura e pressão padrão (STP, 15,56° C (60° F), 101,35 KPa (14,7 psia) e um segundo fluido que é um líquido 145f (vide figura 2A) em STP. A mistura pode ser heterogênea (isto é, insolúvel) ou homogênea (isto é, uma solução) e pode variar em propriedades (isto é, densidade e/ou fases) em resposta à temperatura e/ou pressão. O líquido 145£ pode ser água, glicerol, glicol ou óleo base, tal como querosene, diesel, óleo mineral, óleo combustível, éster vegetal, alfa olefina linear, olefina interna, parafina linear, óleo bruto ou combinações dos mesmos. O gás 145g pode ser qualquer gás tendo uma
6/28 concentração de oxigênio menor do que a concentração de oxigênio suficiente para combustão (isto é, oito por cento), tal como nitrogênio, gás natural ou dióxido de carbono. O nitrogênio pode ser gerado na superfície usando uma unidade de produção de nitrogênio (NPU) 20 que pode gerar nitrogênio substancialmente puro (isto é, maior do que ou igual a noventa e cinco por cento puro). Alternativamente, o nitrogênio pode ser liberado a partir de garrafas criogênicas ou tanques de larga escala. O gás 145g pode ser uma mistura de gases, tal como gás de exaustão da máquina motriz do equipamento ou compressores acionados por gás-combustível ou uma mistura de nitrogênio, gás natural e/ou dióxido de carbono.
O líquido 145£ pode ser lama (ter sólidos suspensos e/ou dissolvidos nele). A lama pode ser à base de óleo e pode ter água emulsificada nela (emulsão invertida). Os sólidos podem incluir uma argila organoléptica, lignita e/ou asfalto. O óleo base pode ser viscosificado. Alternativamente, a lama pode ser à base de água. Os sólidos podem ser dissolvidos no líquido, formando uma solução, tal como salmoura. Os sólidos dissolvidos podem incluir haletos de metal, tais como sais de potássio, césio ou cálcio ou misturas dos mesmos; ou formatos, tais como césio, sódio, potássio, lítio ou misturas dos mesmos. A salmoura pode incluir ainda silicatos, aminas, óleos, tais como hidrocarbonos destilados, olefinas ou parafinas. A salmoura pode incluir ainda polímeros de inibição de hidratação e dispersão, tais como fluidos de celulose polianiônica (PAC), poliacrilamida parcialmente hidrolisada (PHPA), poliacilanitrila hidrolisada (PH-PAN).
Alternativamente, a lama pode ser baseada em glicol conforme discutido na Patente U.S. No. 6.291.405, que é aqui incorporada a título de referência em sua totalidade. A lama baseada em glicol pode incluir um glicol miscível em água, com um peso molecular de menos do que cerca de duzentos, tal como etileno glicol, dietileno glicol, trietileno glicol, propileno glicol, butileno glicol e misturas dos mesmos, em uma concentração: de pelo menos 70%, 70% a 100%, 80% a 100% ou 85% a 100%, (em volume); água, não em excesso de 30% em volume; um sal ou sais selecionados do grupo consistindo em cloreto de sódio, cloreto de potássio, cloreto de magnésio,
7/28 cloreto de cálcio, brometo de sódio, brometo de cálcio, acetato de potássio, formato de potássio e cloreto de colina em uma concentração maior do que 50.000 mg/litro de água na lama; um aditivo antiadesão em uma concentração maior do que 0,5% em peso da lama; um agente de controle de filtragem para diminuir a perda de fluido do fluido de perfuração; um viscosificante para suspensão de sólidos e material de pesagem no fluido de perfuração, tais como gomas, polímeros ou géis solúveis em glicol, ou com argilas tipo bastão tal como atapulgita ou sepiolita; e material de pesagem tal como barita, óxido de ferro, dolomita, carbonato de cálcio ou sais solúveis.
Alternativamente, a lama pode ser uma emulsão óleo em água conforme discutido na Patente U.S. No. 4.411.801, que é aqui incorporada a título de referência em sua totalidade. A lama pode incluir uma quantidade emulsificante de um emulsificador, tais como um ou mais tensoativos, tal como três tensoativos em partes iguais, tal como monotalato quinhentos de polioxietileno glicol que é, em geral, monoésteres de ácidos graxos de óleo de sebo e polioxietileno dióis mistos tendo um comprimento de polímero médio de cerca de quatrocentos e cinquenta a quinhentas unidades de oxietileno (EtO), um etoxilato de nonil fenol contendo cerca de 43% em peso de grupos EtO, e um etoxilato de nonil fenol contendo 65% em peso de grupos EtO; um agente de revestimento de hidrocarboneto líquido, estando presente em uma quantidade de pelo menos cerca de 5% ou 5% a 35% em volume da lama, tal como um óleo bruto leve, certas naftas, querosene, óleo combustível, gás óleo, óleo lubrificante leve, querosene, diesel, xisto betuminoso leve, hidrocarbonos alifáticos líquidos puros ou mistos ou misturas dos mesmos; um meio aquoso, tal como água ou salmoura, tais como soluções de cloreto de sódio, soluções de cloreto de cálcio, soluções de cloreto de potássio, soluções de sulfato de cálcio, ou uma mistura de tais soluções, presentes em quantidades de cerca de 59,91 kg/cm3 ( 0,5 Ibs/gal) (ppg) até saturação 299,57 kg/cm3 (2,5 Ibs/gal); um viscosificante, tais como amidos ou derivados de amido, tais como amidos convertidos; derivados de celulose dispersáveis em água; gomas de polissacarideo, éteres de carboxialquil celulose, éteres de hidroxialquil celulose, amido de
8/28 carboximetila ou goma xantomonas (xantano) gomas de galactomanana (polímero XC) presentes em quantidades de a partir de cerca de 0,005 a cerca de 0,02 ppg; um agente de controle de filtragem, tal como amido processado com biocida, carboximetil celulose ou amido pré-gelatinizado, presente em quantidades de a partir de cerca de 0,05 a cerca de 0,25 ppg; e um agente de controle do pH, tal como um cáustico, tal como KOH e MgO para atingir um pH da lama, tal como oito a doze ou dez.
Ainda, se a porção de líquido 145Í for óleo ou à base de óleo, um ou mais agregados de material de polímero hidrofílico sólido podem ser adicionados ao fluido de perfuração. Se água de uma formação exposta entrar no anel, o agregado de material vai absorver a água e inchar, desta maneira facilitando a remoção dos retornos pelo agitador de sólidos.
Ainda, o fluido de perfuração pode ter propriedades que não são normalmente aceitáveis em parâmetros de perfuração convencionais, tal como viscosidade reduzida para um nível onde o fluido pudesse ser pesado rapidamente no caso do poço necessitar controle hidrostático, densidade relativamente baixa, e taxa de filtragem não controlada e tendendo a ser substancialmente maior do que aquela usada em operações convencionais.
Alternativamente, a porção de líquido 145£ pode ser óleo base puro, água pura, salmoura ou água tratada com um estabilizador de xisto, tal como Dionic, NCL-100, ou cc300kf (sem aditivos de viscosidade).
A porção de líquido 1451 do fluido de perfuração 145f pode ser armazenada em um reservatório, tais como um ou mais tanques 5 ou poços. Os tanques 5 podem estar em comunicação fluida com uma ou mais bombas de equipamento 10 que bombeiam a porção de líquido 145f através de um conduíte de saída 12, tal como um tubo. O tubo de saída 12 pode estar em comunicação fluida com uma linha de saída de nitrogênio 27 e um tubo vertical28.
A porção de gás 145g do fluido de perfuração 145f pode ser produzida por uma ou mais das NPUs 20. Cada NPU20 pode estar em comunicação fluida com um ou mais compressores de ar 22. Os compressores 22 podem receber ar ambiente e descarregar ar comprimido
9/28 nas NPUs2. As NPUs 20 podem incluir cada uma, um resfriador, um extrator de névoa, um aquecedor, um ou mais filtros de partícula e uma ou mais membranas. As membranas podem incluir fibras ocas que permitem que oxigênio e vapor d’água permeiem uma parede da fibra e conduzam nitrogênio através da fibra. Uma sonda de oxigênio (não mostrada) pode monitorar e assegurar que o nitrogênio produzido satisfaça uma pureza prédeterminada. Um ou mais compressores de reforço 25 podem estar em comunicação fluida com as NPUs 20. Os reforçadores 25 podem compreender o nitrogênio que sai das NPUs20 para atingir uma pressão de injeção ou tubo vertical pré-determinada. Os reforçadores podem ser do tipo deslocamento positivo, tal como reciprocidade ou fuso, ou tipo turbomáquina, tal como centrífuga.
Um sensor de pressão (PI), sensor de temperatura (Tl) e medidor de fluxo (FM) podem ser instalados na saída de nitrogênio 27 e em comunicação de dados com um controlador de superfície (SC, não mostrado). O SC pode monitorar a taxa de fluxo do nitrogênio e ajustar os compressores de ar e/ou compressores de reforço para manter uma taxa de fluxo pré-determinada. Ainda, o SC pode monitorar uma velocidade da bomba 10 e ajustar uma velocidade da bomba 10 para manter uma taxa de fluxo pré-determinada. Ainda, a saída 12 pode incluir um FM em comunicação com o SC.
A porção de líquido 145f e a porção de gás 145g podem ser comisturadas na junção 32 das linhas de saída, desta maneira formando o fluido de perfuração 145f. O fluido de perfuração 145f pode fluir através da tubo vertical 28 e para a coluna de perfuração 135 através de um torniquete (Kelly ou top drive). O fluido de perfuração 145f pode ser bombeado para baixo através da coluna de perfuração 135 e sair da broca de perfuração 140, onde o fluido pode circular os cascalhos para longe da broca 140 e retornar os cascalhos para um anel 110 definido entre uma superfície interna do revestimento 115 ou poço 100 e uma superfície externa da coluna de perfuração 135. A mistura de retorno (retornos) 145r pode retornar para a superfície 105 e ser desviada através de uma saída de um dispositivo de
10/28 controle giratório (RCD) 15 e para uma linha de retorno primária (PRL) 29. Alternativamente, o fluido de perfuração pode ser bombeado para o anel e retorno através da coluna de perfuração (também conhecida como circulação reversa).
O RCD 15 pode prover uma vedação anular em torno da coluna de perfuração 135 durante a perfuração e enquanto adicionando ou removendo (isto é, durante uma operação de manobra para trocar uma broca gasta) segmentos ou suportes para/da coluna de perfuração 135. O RCD obtém isolamento de fluido envolvendo a coluna de perfuração 135. O RCD 15 pode incluir um revestimento contendo pressão montado na cabeça de poço 40 onde um ou mais elementos de envolvimento são apoiados entre mancais e isolados por vedações mecânicas. O RCD 15 pode ser do tipo ativo ou do tipo passivo. O RCD do tipo ativo usa pressão hidráulica externa para ativar os elementos de envolvimento. A pressão de vedação é normalmente aumentada conforme a pressão do anel aumenta. O RCD tipo passivo usa uma vedação mecânica com a ação de vedação suplementada por pressão do poço. Se a coluna de perfuração 135 for tubulação espiralada ou outra tubular sem junta, um elemento de revestimento ou envolvimento (não mostrado) pode ser usado ao invés do RCD 15. Um ou mais dispositivos de prevenção de ruptura (BOPs) 16-18 podem ser ligados à cabeça de poço 40. Se o RCD for do tipo ativo, ele pode estar em comunicação com e/ou controlado pelo SC. O RCD 15 pode incluir uma linha de sangria para extrair a pressão do poço quando o RCD está inativo. A linha de sangria 54 pode ser incluída para remoção do RCD 15 de serviço.
Um PI pode ser instalado no PRL 29 e em comunicação de dados com o SC. Ainda, um Tl (não mostrado) pode ser instalado. Uma ou mais válvulas de controle ou válvulas de estrangulamento 30 variáveis podem ser dispostas no PRL 29. O estrangulamento 30 pode estar em comunicação com o SC e fortificado para operar em um ambiente onde os retornos 145r contêm cascalhos de perfuração substanciais e outros sólidos. O estrangulador 30 pode ser aberou desviado durante perfuração normal e presente apenas para permitir que o SC controle a pressão contrária
11/28 exercida sobre o anel 110 se um retrocesso acontecer. Alternativamente, o estrangulamento 30 pode ser empregado durante perfuração normal para exercer uma pressão contrária pré-determinada sobre o anel para variar a pressão de fundo de poço independente das taxas de injeção de líquido 145Í 5 egás145g.
A coluna de perfuração 135 pode incluir uma broca de perfuração 140 disposta em uma extremidade longitudinal da mesma. A coluna de perfuração 135 pode ser formada de juntas ou segmentos de tubo de perfuração, revestimento ou delineador aparafusado junto ou tubulação 10 espiralada. A coluna de perfuração 135 pode também incluir um conjunto de fundo de poço (BHA) (não mostrada) que pode incluir a broca 140, colares de perfuração e um motor de fundo, um subtorto, sensores de medição enquanto perfurando (MWD), sensores de corte enquanto perfurando (LWD) e/ou uma válvula de retenção ou flutuação (para prevenir fluxo de retorno de 15 fluido do anel). O motor de fundo pode ser um do tipo deslocamento positivo (isto é, um motor Moineau) ou um tipo turbomáquina (isto é, uma turbina de lama). A coluna de perfuração 135 pode incluir ainda válvulas de flutuação distribuídas ao longo da mesma, tal como uma em cada trinta juntas ou dez suportes, para manter a pressão contrária nos retornos enquanto 20 adicionando juntas à mesma. A broca de perfuração 140 pode ser girada a partir da superfície através da mesa giratória ou top drive e/ou a jusante pelo motor de fundo. * p9 L16 Se um subtorto e um motor de fundo forem incluídos na BHA, perfuração deslizante pode ser realizada apenas pelo motor de fundo girando a broca de perfuração e perfuração giratória ou 25 direta pode ser realizada girando a coluna de perfuração a partir da superfície lentamente enquanto o motor de fundo gira a broca de perfuração. Alternativamente, se a coluna de perfuração 135 for tubulação espiralada, a BHA pode incluir um orientador para mudar entre perfuração giratória e deslizante. Se a coluna de perfuração 135 for revestimento ou camisa, a 30 camisa ou revestimento pode ser suspenso no poço 100 e cimentado após a perfuração.
Os retornos 145r podem ser então processados por um
12/28 separador 35. O separador 35 pode ser um separador horizontal de quatro fases. Uma saída de óleo 35o e uma saída de água 35w em comunicação com respectivos compartimentos do separador 35 podem conduzir a porção de líquido dos retornos 145r para um agitador de sólidos 60. Uma bomba de espalhamento 55 pode aplicar uma quantidade pré-determinada da porção de líquido 145t do fluido de perfuração 145f dos tanques de lama 5 para o compartimento de sólidos do separador 35 para fluir os cascalhos. A pasta fluida de cascalhos pode ser descarregada para o agitador através de uma linha de sólidos 35s. O líquido 145Í e os sólidos recombinados podem fluir através de uma saída combinada para um agitador de sólidos 60. Ainda, o separador 35 pode incluir um sensor de nível (não mostrado) em comunicação de dados com o SC para detectar o nível de líquido/lama no separador. Ainda, um FM (não mostrado) pode ser disposto nas saídas de água 35w e óleo 35o e em comunicação fluida com o SC.
O separador 35 pode incluir ainda uma saída de gás 35g para uma chama 45 ou linha de recuperação de gás. A linha de saída de gás 35g pode incluir um FM em comunicação de dados com o SC para medir a taxa de fluxo de gás retornado. A linha de saída de gás pode ainda incluir uma válvula de controle ou estrangulamento ajustável 37 em comunicação com o SC que pode ser usada para controlar a pressão no separador e/ou controlar a pressão contrária exercida sobre o anel 110 se erosão do estrangulamento 30 se tornar um problema. Uma linha de alívio de pressão 35f pode incluir uma válvula de alívio de pressão em comunicação com o compartimento de gás do separador 35 e leva para a chama 45.
Alternativamente, o separador 35 pode ser um separador vertical ou um separador ciclônico e pode separar duas ou mais fases. Por exemplo, um separador de duas fases pode ser usado para separar gás e então o líquido e cascalhos restantes podem ser descarregados para um agitador de sólidos. Alternativamente, o líquido e os cascalhos restantes podem ao contrário ser descarregados para um segundo separador de pressão, inferior. O separador de pressão inferior pode ser um separador de três fases (gás, líquido e sólidos/pasta fluida) a partir do qual o gás pode
13/28 descarregar para uma segunda chama ou descarga fria, os líquidos podem ser descarregados para o tanque de lama e os sólidos/pasta fluida podem ser descarregados para um agitador.
O agitador de sólidos 60 pode remover sólidos pesados da porção de líquido 145f e pode descarregar os sólidos removidos para uma caixa de sólidos (não mostrado). Uma linha de saída do agitador 60 pode levar a um primeiro dos 5 tanques. Uma saída para o primeiro dos 5 tanques pode alimentar uma centrífuga 65 que pode remover sólidos finos do líquido 145f e descarregar as partículas finas removidas na caixa. Ainda, a caixa de sólidos pode incluir uma célula de carga (não mostrada) em comunicação de dados com o SC. Uma linha de saída da centrífuga 65 pode descarregar a porção de líquido 145f para um segundo dos 5 tanques de lama.
Uma linha de desvio 53 pode ser incluída para prover a opção de fechamento do PRL 29 e desvio do estrangulamento 30 e do separador 35. A linha de desvio 53 pode levar diretamente para o agitador de sólidos 50. A tubulação de bypass 53 pode ser usada para retomar para perfuração por sobrepressão convencional no caso do poço ficar instável (isto é, um retrocesso ou uma formação instável). Uma ou mais linhas secundárias 51 podem ser providas para permitir circulação no caso de um ou mais dos BOPs 16-18 estarem fechados. As linhas secundárias 51 podem incluir um ou mais estrangulamentos 41 e levar a um desgaseificador 42.
Um ou mais tanques de combustível 45f, tais como propano, gás natural ou metano, podem ser providos para manter a ignição da chama 45. O combustível 45f pode ser um líquido nos tanques e vaporizado em uma linha piloto 45p para a chama 45 através de um vaporizador 45v.
Se a coluna de perfuração 135 for feita de tubo ou revestimento de perfuração unido, as juntas precisam periodicamente ser adicionadas à coluna de perfuração. Injeção do fluido de perfuração 145f pode ser parada para adicionar uma junta. A tubo vertical 28 pode ser descarregada e as válvulas flutuantes podem fechar para prevenir fluxo de volta de retornos através da coluna de perfuração 135. O estrangulamento 30 pode ser fechado para prevenir perda de BHP dinâmica devido à circulação parada do
14/28 fluido de perfuração. Altemativamente, apenas injeção da porção de gás 145g pode ser parada e injeção da porção de líquido 145f pode ser ao contrário desviada da tubo vertical para uma linha de descarga 13 e então para um dos estranguladores 30, 41 de maneira que o estrangulamento 30,41 possa compensar a perda de BHP dinâmica. Alternativamente, injeção do fluido de perfuração 145f pode ser desviada para a linha de descarga 13 e através do estrangulamento 30 para compensar a perda da BHP. Alternativamente, um sistema de circulação contínuo ou subs de fluxo contínuo podem ser usados para manter a circulação enquanto adicionando juntas à coluna de perfuração 135. Alternativamente, um fator de segurança pode ser utilizado ou a formação pode ser estável de maneira que a perda de BHP dinâmica não seja uma preocupação e nenhuma tentativa em manter ou compensar perda de BHP dinâmica seja necessário.
Suportes podem ter que ser removidos ou adicionados se a coluna de perfuração 135 tiver que ser removida ou manobrada para trocar a broca de perfuração 140. Durante a adição ou remoção de suportes, as NPUs 20 podem ser desligadas de maneira que apenas o líquido 145f seja injetado através da coluna de perfuração 135. Para desligamento das NPUs 20 e/ou prevenir sobrepressão dos compressores 22,25, uma linha de sangria 52 pode incluir uma ramificação 52s para o separador e uma ramificação 52t para os tanques de lama 5 e uma linha de descarregamento 56 pode levar para a atmosfera. A circulação pode ser continuada até que o anel 110 seja cheio para um nível pré-determinado, tal como parcialmente, substancialmente ou completamente, com o líquido/lama. Uma vez o anel 110 cheio no nível pré-determinado, a circulação pode ser parada desligando as bombas do equipamento 10. O nível pré-determinado pode ser selecionado de maneira que as formações expostas estejam quase em pressão ou sobrepressão. Se uma sustentação estiver sendo removida, o líquido 145f pode ser adicionado através da linha de descarga 13 para manter o nível do líquido no anel. Altemativamente, se a densidade do líquido for insuficiente para sobrepressão da(s) formação(ões) expostas, um líquido de densidade maior pode ser usado para realizar sobrepressão da(s)
15/28 formação(ões) exposta(s). O líquido/lama de densidade maior pode ser prémisturado em um tanque de matar (não mostrado) ou pode ser formado através da adição de agentes de pesagem ao líquido.
Várias válvulas de desligamento (isto é, válvulas de passagem ou de esfera) e válvulas de retenção são mostradas. As válvulas de desligamento podem estar em comunicação com o SC de maneira que elas são abertas ou fechadas pelo SC.
Alternativamente, uma coluna de perfuração concêntrica dupla pode ser usada ao invés da coluna de perfuração 135. Uma coluna de perfuração concêntrica pode ser particularmente útil para formações delicadas, tais como formações de areia asfáltica ou formações com metano de leito de carvão. Uma coluna tubular concêntrica adequada é ilustrada nas figuras 3A e 3B da Publicação do Pedido de Patente Internacional WO 2007/092956 (Atty. Dock. No. WEAT/0730-PCT, daqui em diante PCT 956), que é aqui incorporado a título de referência em sua totalidade. A coluna de perfuração concêntrica pode incluir juntas montadas unidas. Cada junta pode incluir uma tubulação externa tendo um furo longitudinal nela e uma tubulação interna tendo um furo longitudinal nela. A tubulação interna pode ser montada dentro da tubulação externa. Um anel pode ser formado entre as tubulações interna e externa. O fluido de perfuração pode ser injetado através do anel formado entre as tubulações e retornar para a superfície através do furo da tubulação interna ou vice versa. As formações delicadas podem ser então poupadas de exposição ao fluido de perfuração e dos retornos.
Alternativamente, uma coluna de perfuração dupla excêntrica pode ser usada ao invés da coluna de perfuração dupla concêntrica. Uma coluna de perfuração excêntrica adequada é ilustrada nas figuras 5A-5E do PCT ‘956. Uma divisão é formada em uma parede de cada junta e divide um interior da coluna de perfuração em dois cursos de fluxo. Uma caixa é provida em uma primeira extremidade longitudinal da junta e o conector é provido na segunda extremidade terminal da junta. Uma face de um do conector e caixa tem uma ranhura formada nela que recebe uma gaxeta. A
16/28 face de um do conector e caixa pode ter uma divisão aumentada para assegurar uma vedação em um certo ângulo a. Este ângulo α permite algum deslizamento da rosca. A camada externa de isolamento ilustrada no PCT ‘956 pode ser omitida.
A figura 2 ilustra um perfil de pressão comparando uma modalidade da presente invenção com sistemas de perfuração da técnica anterior. A figura 2A ilustra taxas de injeção de controle baseadas em mudanças em formação.
Como é típico, as formações expostas para o poço 100 exibem um gradiente de poro 200p e um gradiente de fratura 200f. Para conveniência analítica, os gradientes de pressão da formação 200f,p são frequentemente convertidos para uma densidade de lama equivalente (EMD) e um gradiente de pressão de fundo de furo dos retornos é convertido para uma densidade de circulação equivalente (ECD). Perfuração com sobrepressão convencional 245o usa lama tendo uma densidade de maneira que a pressão exercida pelos retornos 245o sobre as formações expostas está dentro de uma janela definida entre os gradientes de poro 200p e de fratura 200f. Algumas formações também exibem um gradiente de estabilidade 200s. Se a ECD dos retornos for menor do que o gradiente de estabilidade 200s, o poço 100 pode entrar em colapso. Conforme acima discutido e ilustrado, perfuração com ar 245a é inadequada para essas formações que exibem um gradiente de estabilidade 200s devido à contribuição hidrostática insignificante de ar para ECD dos retornos 245a. Nota-se , perfuração a ar 245a pode ser adequada para perfurar o poço 100 para profundidade D1 uma vez que as formações expostas não exibem o gradiente de estabilidade 200s. Também, como é típico, colunas com revestimento ou delineadores 115s,i são ajustadas nas ou próximo das profundidades D1,D2 onde mudanças em gradientes de poro 200p e/ou de fratura 200f acontecem de maneira que a pressão de fundo de furo exercida pelos retornos com sobrepressão 245o (maior do que a pressão de poro no fundo de furo não fratura uma formação em uma profundidade mais rasa.
As taxas de injeção da porção de gás 145g e da porção de
17/28 líquido 145f do fluido de perfuração 145f podem ser controladas de maneira que uma ECD dos retornos 145r seja substancialmente menor do que a EMD do poro 200p a fim de maximizar a ROP. Por exemplo, a ECD dos retornos 145r pode ser menor do que ou igual a dois terços, metade ou um terço da EMD de poro 200p. Para formações exibindo um gradiente de estabilidade 200s, as taxas de injeção podem ser controlada para atingir uma ECD 145r igual à ou um pouco maior do que a EMD de estabilidade 200s. Manutenção da ECD um pouco maior do que a EMD de estabilidade 200s provê um fator de segurança contra colapso do poço e vai tolerar flutuações em BHP pequenas, tais como aquelas criadas enquanto adicionando juntas ou suportes à coluna de perfuração 135.
Na profundidade D2, a taxa de líquido 145t pode ser substancialmente diminuída e a taxa de gás 145g pode ser substancialmente aumentada devido a uma mudança em tamanho do orifício resultante do ajuste do revestimento intermediário 115i (nota, devido ao aumento relativo das taxas de injeção, a diminuição em taxa de líquido é um pouco obscurecida). O aumento em taxa de injeção de gás 145g pode ser necessário para manter a ECD 145r substancialmente igual à EMD de estabilidade 200s. Na profundidade 3D, um influxo de gás é sentido, a taxa de gás 145g pode ser reduzida correspondentemente para uma taxa que o gás de formação entra no anel 110 para manter uma ECD 145r constante. Quando um retrocesso de gás é encontrado durante perfuração com sobrepressão convencional, a perfuração é parada e um dos BOPs 16,18 é fechado. O estrangulamento 41 é usado para exercer pressão contrária sobre o anel para restaurar a condição de sobrepressão. O gás de formação é circulado do poço e a densidade da lama de perfuração é aumentada para restaurar a condição de sobrepressão (sem o estrangulamento). A sequência de etapas varia dependendo de qual método (do Perfurador ou do Engenheiro) é empregado. Uma vez a lama mais pesada tendo enchido o anel, perfuração pode continuar. Em contraste, o RCD 15 e o separador 35 do sistema de perfuração 1 permitem que a perfuração continue através de um retrocesso sem pausa e sem uma mudança substancial em ECD, desta
18/28 maneira mantendo a ROP.
Na profundidade D4, uma irregularidade de formação, tal como rocha enlameada, causa um aumento no gradiente de estabilidade. A taxa de gás 145g pode ser correspondentemente reduzida de maneira que a ECD 145r é mantida no ou acima do gradiente de estabilidade aumentado (pelo fator de segurança). Nota, mesmo após a irregularidade ter passado, a ECD 145r pode ser ainda mantida no nível alto para prevenir colapso da irregularidade mesmo quando a irregularidade não está mais do fundo do furo. O método pode ser parado na profundidade D5 devido ao início de uma formação produtiva (as formações acima da profundidade D5 podem ser não produtivas).
Vantajosamente, controle da ECD dos retornos 145r para ser substancialmente menor do que a EMD do poro 200p pode também eliminar a necessidade de ajustar uma ou mais das colunas de revestimento 115i,s uma vez que sensibilidade a mudanças na EMDs de poro e/ou fratura 200p,f é substancialmente reduzida ou eliminada.
Uma fração de volume de líquido (LVF) do fluido de perfuração pode variar de 0,01 a 0,07 ou 0,01 a 0,025 em STP ou ser maior do que ou igual a 0,01 em STP. As taxas de injeção podem ser controladas para atingir uma ECD no alto de uma formação exposta ou em uma profundidade total, tal como 100 a 1.000 kg/m3, 200 a 700 kg/m3 ou 250 a 1.000 kg/m3. No entanto, para poços com questões de estabilidade sérias ou potencial de gás substancial, a ECD pode ser aumentada, tal como para 1.200, 1.300, 1.500 ou 2.000 kg/m3. Alternativamente, as taxas de injeção podem ser controladas para atingir uma LVF pré-definida em profundidade total, tal como maior do que 0,5. Alternativamente, as taxas de injeção podem ser controladas de maneira que um primeiro regime de fluxo (discutido abaixo) é mantido em uma porção inferior do anel, tal como ao longo da BHA, e um segundo regime de fluxo é mantido em uma porção superior do anel, tal como de uma extremidade superior da BHA na ou próximo da superfície.
Alternativamente, as taxas de injeção podem ser controladas para atingir uma ECD igual a, substancialmente igual a ou um pouco maior
19/28 do que a EMD de poro da formação exposta. Por exemplo, em certas formações instáveis, a EMD de estabilidade pode estar próxima à EMD do poro. Nesses casos, para manter a ECD substancialmente igual à EMD de estabilidade, a ECD pode precisar ser maior do que a EMD do poro. #
A figura 3 é uma seção transversal de um poço real 300 parcialmente perfurado com um método de acordo com outra modalidade da presente invenção. A figura 3A é uma tabela ilustrando intervalos do poço 300 perfurado com métodos convencionais e uma modalidade da presente invenção. A figura 3B é uma tabela ilustrando intervalos de outros furos de poço no mesmo campo perfurados com modalidades da presente invenção. A figura 3C é uma tabela ilustrando motores usados com modalidades da presente invenção.
Um intervalo de condutor (não mostrado) foi pré-perfurado a partir da superfície 105 e o revestimento de condutor (não mostrado) foi préinstalado. Um primeiro intervalo 320 do poço foi perfurado a ar. Um revestimento de superfície 115s foi inserido e cimentado no poço 300. Um segundo intervalo 330 foi perfurado de acordo com uma modalidade da presente invenção. Nesta modalidade, a porção de líquido 145f do fluido de perfuração era uma lama baseada em óleo de emulsão invertida tendo uma densidade de 950 kg/m3. A porção de gás 145g do fluido de perfuração 145f era nitrogênio. A taxa de injeção de gás 145g durante a perfuração variou entre 80-100 m3/minutos e a taxa de líquido 145£ era 2,4 m3/minutos de maneira que a ECD variou entre 600-700 kg/m3. Uma taxa de gás temporária foi usada para transição de injeção zero uma vez o fluido de perfuração tendo parado devido, por exemplo, à adição de uma junta ou sustentação à coluna de perfuração até a taxa de injeção de gás de perfuração integral. Um motor de fundo foi usado na BHA da coluna de perfuração. O segundo intervalo 330 foi parado antes de encontrar uma formação tendo potencial para sulfeto de hidrogênio (também conhecido como gás ácido).
Um terceiro intervalo 340 do poço foi perfurado convencionalmente sobrepressão. Um revestimento intermediário 115i foi
20/28 então inserido e cimentado no poço 300. Um quarto intervalo 350 do poço 300 foi perfurado de acordo com uma modalidade da presente invenção. Nesta modalidade, a lama pode ter sido a mesma lama usada como o segundo intervalo 330 e um motor de fundo foi também empregado. A taxa de injeção do gás foi a mesma para o intervalo 330 e a taxa de líquido variou entre 1,4-1,6 m3/minutos de maneira que a ECD variou entre 600-700 kg/m3. Conforme acima discutido, a redução em taxa de líquido é atribuível á redução no tamanho do orifício. O quarto intervalo 350 foi perfurado para uma profundidade que passava o ponto de desvio poço(KOP) 306. O quarto intervalo 350 foi parado antes de encontrar uma formação tendo um potencial para expandir. Um quinto intervalo 370 foi perfurado convencionalmente sobrepressão. Um delineador de produção 115t foi inserido e travado do revestimento intermediário 115i usando um suporte de delineador e revestimento 305. O delineador de produção 115£ foi então cimentado no poço 300. Um sexto intervalo 370 do poço para uma profundidade total e incluindo a seção de produção horizontal foi perfurada usando uma lama de polímero de carbonato de cálcio e sofreu sobrepressão devido a um potencial para gás ácido.
Os intervalos 380 e 390 foram perfurados usando modalidades da presente invenção para outros furos de poço no mesmo campo. A lama usada pode ter sido a mesma usada para o intervalo 330.
A figura 3D ilustra ROPs de intervalos similares 330a,b no mesmo campo perfurados a ar. Os intervalos 330a,b foram perfurados mais ou menos na mesma profundidade que o intervalo 330. A ROP para o intervalo 330 foi cerca de dez m/h e as ROPs para os intervalos 330a,b foram cerca de quinze a dezenove m/h, respectivamente. Embora não excedendo a ROP de perfuração a ar, o intervalo 330 é significantemente maior do que a perfuração com sobrepressão convencional e se aproximando da ROP atingida por perfuração a ar. Ainda, mudança de perfuração a ar para sobrepressão convencional para seções posteriores requer um tempo de transição (isto é, enchimento do poço com lama e troca de brocas de perfuração) que não é uma incapacidade de uma ou mais
21/28 modalidades da presente invenção.
A figura 4 é uma seção transversal de um poço real 400 parcialmente perfurado com um método de acordo com outra modalidade da presente invenção. A figura 4A é uma tabela de intervalos do poço 400 perfurado com métodos e modalidades convencionais da presente invenção. A figura 4C é uma tabela ilustrando intervalos de outros furos de poço no mesmo campo perfurados com modalidades da presente invenção. A figura 4D é uma tabela ilustrando motores usados com modalidades da presente invenção.
Um intervalo de condutor (não mostrado) foi pré-perfurado a partir da superfície 105 e revestimento de condutor 105 (não mostrado) foi pré-instalado. Um primeiro intervalo 420 do poço foi perfurado com sobrepressão usando um gel-lama. Um revestimento de superfície 115s foi inserido e cimentado no poço 400. Um segundo intervalo 430 foi perfurado, de acordo com uma modalidade da presente invenção. Nesta modalidade, a porção de líquido 145Í do fluido de perfuração era uma lama baseada em óleo mineral de emulsão invertida tendo uma densidade de 900 kg/m3. A porção de líquido 145Í do fluido de perfuração também tinha uma viscosidade igual a 50-55 seg/L, uma viscosidade plástica de menos do que 12 MPa-s, um limite de escoamento igual a 1-2 Pa, uma filtragem de pressão alta temperatura alta (HPHT) igual a 10-15 CC/30 minutos , uma atividade igual a (Aw) 0,45-0,48 e uma razão de óleo-para-água igual a 95/5 por cento. A porção de gás 145g do fluido de perfuração era nitrogênio. A taxa de injeção de gás 145g durante a perfuração foi de 50-80 m3/minutos e a taxa de líquido 145t variou entre 1,2-1,5 m3/minutos de maneira que a ECD era cerca de 300 kg/m3. O segundo intervalo 430 foi parado para instalar o revestimento intermediário 115i. Um terceiro intervalo 440 do poço para profundidade total e incluindo a seção de produção horizontal foi perfurado com subpressão.
A figura 4B é uma tabela de algumas das formações geológicas atravessadas pelo poço. A tabela também ilustra a pressão de poro no alto da formação e a EMD derivada da pressão de poro.
22/28
Os intervalos 450 e 460 foram perfurados usando modalidades da presente invenção para outros furos de poço no mesmo campo. A lama usada pode ter sido a mesma que aquela usada para o intervalo 430.
A figura 5 é uma seção transversal de um poço real 500 parcialmente perfurado com um método de acordo com outra modalidade da presente invenção. A figura 5A é uma tabela ilustrando intervalos do poço 500 perfurado com métodos e modalidades da presente invenção. A figura 5B é uma tabela de formações geológicas atravessadas pelo poço. A figura 5C é uma tabela ilustrando um intervalo de outro poço no mesmo campo perfurado com uma modalidade da presente invenção. A figura 5D é uma tabela ilustrando motores usados com modalidades da presente invenção.
Um intervalo de condutor (não mostrado) foi pré-perfurado a partir da superfície 105 e o revestimento de condutor (não mostrado) foi préinstalado. Um primeiro intervalo 520 do poço foi perfurado a ar. O primeiro intervalo foi parado devido a zonas com falha esperadas. Um segundo intervalo 530 foi perfurado convencionalmente com sobrepressão. Um revestimento de superfície 115s foi inserido e cimentado no poço 500. Um terceiro intervalo 540 foi perfurado de acordo com uma modalidade da presente invenção. Nesta modalidade, a porção de líquido 145f do fluido de perfuração 145f era uma lama à base de óleo de emulsão invertida tendo uma densidade de 850 kg/m3. A porção de líquido 145f do fluido de perfuração 145f tinha também uma viscosidade igual a 40 seg/L, uma viscosidade plástica de menos do que 12 MPa-s, um limite de escoamento igual a 1-1,5 Pa, uma Aw igual a 0,50, uma razão óleo-para-água igual a 95/5 por cento e uma estabilidade elétrica maior do que 500 volts. A porção de gás de 145g do fluido de perfuração era nitrogênio. A taxa de injeção de gás de 145g durante a perfuração variou entre 40-95 m3/minutos e a taxa de líquido de 1451 variou entre 2,24-2,6 m3/minutos de maneira que a ECD era cerca de 600 kg/m3. O terceiro intervalo 540 foi parado devido à interseção com um aquífero.
Um quarto intervalo 550 do poço foi perfurado convencionalmente com sobrepressão. Um revestimento intermediário 115i
23/28 foi então inserido e cimentado no poço 500. Um quinto intervalo 560 do poço 500 foi perfurado de acordo com uma modalidade da presente invenção. Nesta modalidade, a porção de líquido de 145Í do fluido de perfuração 145f era uma lama baseada em óleo de emulsão invertida tendo uma densidade de 850 kg/m3. A porção de líquido de 145f do fluido de perfuração 145f também tinha uma viscosidade igual a 40 seg/L, uma viscosidade plástica de menos do que 12 MPa-s, um ponto de rendimento igual a *1,5-3,0 Pa, uma Aw igual a 0,50, uma razão de óleo-para-água igual a 95/5 por cento, uma concentração de cloreto de 300k-340k mg/L e uma estabilidade elétrica maior do que 500 volts. A porção de gás de 145g do fluido de perfuração 145f era nitrogênio. A taxa de injeção de gás 145g durante a perfuração variou entre 40-95 m3/minutos e a taxa de líquido de 145f variou entre 2,242,6 m3/minutos de maneira que a ECD era cerca de 600 kg/m3. O quinto intervalo 560 foi perfurado para uma profundidade passando o ponto de início de ganho de inclinação do poço (KOP) 506 e através de uma Formação J de rocha dura e abrasiva (isto é, arenito). A ROP era cerca de dez m/h através do intervalo 560. A ROP esperada para um método de perfuração sobrepressão convencional desta formação é cerca de um a dois m/h.
O quinto intervalo 560 foi parado antes de encontrar uma formação tendo um potencial para inchamento. Um sexto intervalo 570 foi perfurado convencionalmente com sobrepressão. Um delineador de produção de 115f foi inserido e travado do revestimento intermediário 115i usando um suporte de delineador e revestimento 405.0 revestimento de produção de 115£ foi cimentado no poço 500. Um sétimo intervalo 580 do poço para profundidade total e incluindo a seção de produção horizontal foi perfurado usando uma lama de formato e sofreu sobrepressão devido a um potencial para gás ácido.
O intervalo 590 foi perfurado usando uma modalidade da presente invenção para outro poço no mesmo campo. A lama usada pode ter sido a mesma que aquela usada para o intervalo 540.
As figuras 3-5 também ilustram agrupamento das formações
24/28 através de produtividade. Conforme aqui usado, o termo formação produtiva significa uma formação contendo reservas de hidrocarboneto tendo um valor presente líquido que é igual a ou excede o investimento de capital necessário para perfurar e terminar a formação. Por outro lado, o termo formação não produtiva inclui formações tendo quantidades inoportunas de reservas de hidrocarboneto, geralmente gás natural. Uma ou mais modalidades discutidas aqui podem ser empregadas para perfurar pelo menos uma porção de uma formação não produtiva, uma formação não produtiva e/ou formações não produtivas múltiplas.
As figuras 6A-6H são tabelas ilustrando perfis de anel simulados de perfuração de um poço enquanto variando a taxa de injeção de gás e taxa de injeção de líquido/lama, de acordo com outras modalidades da presente invenção.
Para selecionar a taxa de líquido de 145t, uma taxa de líquido mínima pode ser selecionada primeiro para atingir uma velocidade anular mínima para transportar os cascalhos da broca. O tamanho da broca pode ser um fator principal nesta determinação. Uma vez selecionada a velocidade mínima, ECDs podem ser modeladas usando taxas líquidas maiores do que ou iguais à taxa mínima e variando as taxas de gás. Se um motor for usado para girar a broca, velocidades líquidas equivalentes (ELVs) podem ser também calculadas e ELV mínima e ELV máxima podem ser usadas como um limite. A janela de gradiente alvo pode ser definida incluindo um mínimo, tal como um gradiente de estabilidade, e um máximo, tal como uma razão pré-determinada acima do gradiente de estabilidade. Uma vez todos os limites ajustados, as taxas de líquido e gás podem ser selecionadas.
Alternativamente, as taxas de líquido e gás podem ser selecionadas de maneira que a velocidade do fluido de perfuração 145f iguale ou exceda a velocidade de deslizamento dos cascalhos gerados na broca. A porção de gás 145g pode tender a reduzir a viscosidade do fluido de perfuração 145f com relação à viscosidade da porção de líquido 145t. O grau de redução de viscosidade pode ser controlado pela taxa de gás que
25/28 pode aumentar a taxa de cisalhamento e então diminuir a viscosidade de fluidosBingham/Power-Law. O efeito de fluidos Newtonianos pode ser menor. A velocidade aumentada fornecida pela adição da porção de gás 145g pode prontamente compensar a perda de viscosidade.
As simulações incluem taxas de injeção de gás de 100, 110, 120 e 150 m3/minutos em STP. Para cada taxa de injeção de gás, a taxa de injeção de líquido é simulada em 2100 e 2400 l/minutos (2,1 e 2,4 m3/minutos ). Para cada simulação, o líquido é água normal e o gás é nitrogênio. Cada simulação é conduzida para um poço idêntico. As simulações ilustram perfil de pressão de anel, perfil de temperatura de anel, uma fração de volume de líquido (LVF), velocidade do gás, velocidade do líquido, padrão ou regime de fluxo, cabeçote hidrostático, perda de fricção e ECD em profundidade total. São também ilustrados tempos de trânsito de gás e líquido, manutenção de líquido e velocidade de líquido equivalente do motor (ELV). As ECDs variam de a partir de cerca de 400 a cerca de 600 kg/m3. Conforme simulado, o regime de fluxo do anel é fluxo de bolha para uma porção inferior do anel e escoamento pistonado para uma porção superior do anel (com um retorno para fluxo de bolha ou anular-névoa na superfície). Em um exemplo, a LVF de fluxo em profundidade total varia de a partir de cerca de 0,58 a cerca de 0,75. As LVFs de injeção em STP (calculada a partir de taxas de injeção nominais) variam de 0,0138 a 0,0234. A queda de pressão no anel é hidrostaticamente dominuiada ou substancialmente hidrostaticamente dominuiada.
Dois ou mais regimes de fluxo de anel, tal como bolha, pistão, transição (espuma), anular-névoa, turbulento (LVF é igual a ou substancialmente igual a um) ou laminar (LVF é igual a ou substancialmente igual a um) podem ser experimentados no anel para um intervalo vertical ou substancialmente vertical. Dois ou mais regimes de fluxo de anel, tal como estratificado, onda, bolha alongada, pistão, anular-névoa, bolha dispersa (espuma), turbulento (LVD é igual a ou substancialmente igual a um) ou laminar (LVF é igual a ou substancialmente igual a um) podem ser experimentado no anel para um intervalo horizontal ou substancialmente
26/28 horizontal. Embora as razões de injeção de líquido/gás possam ser selecionadas para maximizar ROP, impacto hidráulico e potência na broca, os regimes de fluxo resultantes podem ser ajustados através de variação pequena em razão de injeção de gás/líquido e através da variação em pressão de estrangulamento de superfície.
Vantajosamente, o fluido de perfuração 145f pode ser variável em forma conforme o fluido prossegue através do poço 100. Inicialmente, esta forma pode incluir uma mistura altamente comprimida conforme o fluido de perfuração se move para baixo na coluna de perfuração 135, através da broca 140, e pela BHA. O fluido de perfuração 145f pode então expandir conforme os retornos 145r fluem para cima para o anel 110 uma vez que o gás 145g pode se tornar a fase principal, desta maneira criando velocidade de fluido alta. Esta velocidade alta pode transportar com eficácia cascalhos para cima do anel 110 e para fora do poço 100.
Devido à porção de gás 145g, o fluido de perfuração 145f, mesmo quando altamente comprimido, pode ainda ser uma mistura de viscosidade relativamente baixa, baixa densidade e alta filtragem comparado com lama convencional. A combinação desses parâmetros resultou em taxas de escavação aumentando mais de uma ordem de magnitude com relação aos sistemas de perfuração com sobrepressão convencionais. Sistemas de perfuração com sobrepressão convencionais não podem manter tais ROPs altas uma vez que as taxas de remoção de cascalhos não seriam suficientes para prevenir que os cascalhos estrangulassem o anel. As propriedades de circulação excepcionais do fluido de perfuração 145f podem superar as limitações de sistemas de lama convencionais através da provisão de velocidades de fluido excepcionalmente altas no anel e então remoção dos cascalhos em uma taxa alta o suficiente para prevenir o aumento de cascalhos no anel. Ainda, o uso do fluido de perfuração 145f pode reduzir ou eliminar leitos de cascalho em intervalos direcionais devido ao alto grau de turbulência de fluido que pode estar presente no anel. Tal aumento em ROP pode reduzir substancialmente o custo de uma campanha de perfuração.
27/28
Um resultado inesperado foi obtido durante testes de campo: nenhuma erosão de poço aconteceu no anel. Taxas de circulação extremamente altas de fluidos, pelo gás ou líquido, envolvendo perdas de pressão significantes entre duas superfícies pode resultar em uma desestabilização do poço devido a esta perda de pressão. Em perfuração com lama convencional, velocidades anulares são controladas na área de queda de pressão mais alta; que é o ponto mais estreito no anel tipicamente localizado próximo aos colares de perfuração, para assegurar que a erosão do poço não aconteça. Se o fluido de circulação estiver em fluxo laminar, então a camada limite pode ser tal de maneira que potencial de erosão será limitado. No entanto, se o fluxo for turbulento, então a energia não pode ser dissipada facilmente através do fluxo e o efeito de erosão pode ser substancial. Durante as modalidades testadas, velocidades de fluxo de anel turbulento altas foram conseguidas em torno dos colares de perfuração e nenhuma erosão aconteceu. Para verificar a integridade do poço, um perfil de calibração foi ativado em um intervalo perfurado com uma das modalidades testadas e os resultados mostraram que um poço tinha um gauge quase perfeito do início até a extremidade da escavação exceto em um intervalo muito curto onde uma zona de hidrocarboneto de produção foi deixada descarregar no poço enquanto operações de perfuração continuavam sem diminuir.
A porção de líquido 145£ pode ter baixa viscosidade e parâmetros de filtragem altos para intensificar a ROP enquanto ao mesmo tempo provendo estabilidade do poço aumentada; conforme medido através de tecnologia de perfil de calibração e desempenho de limpeza do orifício aumentado. Em um regime de fluxo transicional multifase, otimização do fluido de impacto hidráulico e potência hidráulica é mais rapidamente obtida sem os perigos de erosão do orifício.
A figura 7 é um fluxograma de um sistema de perfuração 700, de acordo com outra modalidade da presente invenção. Comparando com a figura 1A, as linhas 52,52s,52t, a chama piloto 45f,45v,45p e o alívio separador 35f foram removidos por questão de clareza. Uma linha de
28/28 reciclagem 727 foi adicionada. A linha de reciclagem 727 pode incluir um compressor primário 722, um compressor de reforço 725, instrumentos TI, Pl e FM, uma válvula de fechamento total e uma válvula de retenção. A linha de reciclagem 727 pode conduzir gás descarregado do separador 35 para os compressores 722,725 que podem repressurizar o gás e injetar o gás reciclado na saída de gás 27. O gás reciclado pode misturar com o nitrogênio da NPU para formar a porção de gás 145g do fluido de perfuração. O SC pode estar em comunicação com os compressores
722,725 e instrumentação para controlar a taxa de fluxo de gás reciclado na saída 27, tal como através do controle da velocidade dos compressores
722,725 ou incluindo ainda uma válvula de controle de fluxo (não mostrado) na linha de reciclagem 727. O SC pode descarregar gás em excesso para a chama através do controle do estrangulador 37. O SC pode reduzir o nitrogênio produzido pela NPU 20 consequentemente.
A linha de reciclagem 727 pode incluir ainda um sensor de hidrocarboneto e um sensor de sulfeto de hidrogênio em comunicação com o SC. Quando da detecção de gás ácido, o SC pode desligar os compressores
722,725 e fechar uma válvula de fechamento operada por solenoide (não mostrada), desta maneira descarregando o gás ácido para a chama 45. Quando da detecção de gás doce, o SC pode ainda reciclar a mistura de nitrogênio/gás doce. O SC pode calcular a taxa de fluxo do gás doce/ácido através da realização de um equilíbrio de massa.
Vantajosamente, injeção de gás reciclado pode conservar energia de outra maneira usada para dirigir a NPU20. Ainda, reciclagem do gás pode reduzir mais a capacidade requerida de NPU 20, desta maneira reduzindo a área ocupada do sistema de perfuração 700.
Embora o acima faça referência a modalidades da presente invenção, outras modalidades e modalidades adicionais da invenção podem ser desviadas sem se afastar do seu escopo básico, e o seu escopo é determinado pelas reivindicações que seguem.

Claims (3)

1. Método para perfuração de um poço (100, 300, 400, 500) caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de:
- injetar um fluido de perfuração (145f) através de uma coluna de perfuração (135) disposta no poço (100, 300, 400, 500) e rotação de uma broca de perfuração (140) disposta no fundo da coluna de perfuração (135), em que:
o fluido de perfuração (145f) compreende um líquido e um gás, o fluido de perfuração (145f) é injetado na superfície, o fluido de perfuração (145f) sai da broca de perfuração (140) e leva cascalhos da broca de perfuração (140), e o fluido de perfuração (145f) e os retornos (145r) contendo cascalhos de perfuração substanciais e outros sólidos fluem para a superfície através de um anel (110) formado entre a coluna de perfuração (135) e o poço (100, 300, 400, 500), o líquido é injetado em uma taxa de maneira que uma velocidade de líquido dos retornos no anel (110) seja suficiente para transportar os retornos (145r); e
- perfurar através de pelo menos uma porção de uma formação não produtiva.
2. Método para perfuração de um poço (100, 300, 400, 500), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a densidade de circulação equivalente (ECD) é menor ou igual a dois-terços da densidade de lama equivalente (EMD) de poro.
3. Método para perfuração de um poço (100, 300, 400, 500), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que uma fração de volume de líquido do fluido de perfuração (145f) em temperatura e pressão padrão é menor ou igual a 0,07 e maior ou igual a 0,01.
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