BR112012022420B1

BR112012022420B1 - Método para controlar um poço sendo perfurado em uma formação subterrânea e sistema de controle de poço

Info

Publication number: BR112012022420B1
Application number: BR112012022420-4A
Authority: BR
Inventors: Helio Santos
Original assignee: Safekick Americas Llc
Priority date: 2010-03-05
Filing date: 2011-03-04
Publication date: 2021-03-30
Also published as: EP2542753B1; EP2542753A4; CA2792031A1; AU2011222568A1; EP2542753A1; EA022742B1; US8528660B2; MY156914A; DK2542753T3; US20110214882A1; AU2011222568B2; WO2011109748A1; CO6650340A2; MX2012010290A; EA201201247A1; BR112012022420A2; CA2792031C

Abstract

sistema e método para controlar um poço sendo perfurado em uma formação subterrânea e sistema e método de controle de poço esta invenção refere-se, em geral, a um sistema e método para a perfuração, realização e recondicionamento de poços de petróleo e/ou gás. o sistema (10) para controlar um poço sendo perfurado em uma formação subterrânea (14) compreendendo uma coluna de perfuração tubular (20) que tem uma extremidade inferior (22) que se estende para dentro de um furo de poço (12) e uma extremidade superior (24), sendo que a dita coluna de perfuração tubular tem uma broca de perfuração (26) na extremidade inferior da mesma, um dispositivo de giro de coluna de perfuração (38) disposto e projetado para girar a dita broca de perfuração no dito furo de poço em que espaço anular de furo de poço (18) é definido entre um diâmetro externo da dita coluna de perfuração tubular e um diâmetro interno do dito furo de poço, um preventor de erupção (32) disposto e projetado para fechar o dito furo de poço em relação á atmosfera apenas em um momento em que a dita broca de perfuração estiver estacionária, uma bomba de fluido (40) em comunicação fluida com um reservatório de fluido de superfície (42) uma linha de estrangulamento (56) acoplada entre o dito espaço anular de furo de poço e o dito reservatório de fluido de superfície e disposta e projetada para permitir comunicação fluida entre os mesmos, quando o dito preventor de erupção fecha o dito furo de poço em relação á atmosfera, uma linha de injeção de fluido (48) que se estende entre a dita de fluido e a dita extremidade superior da dita coluna de perfuração, sendo que a dita linha de injeção de fluido tem a capacidade de proporcionar comunicação fluida os mesmos, a dita linha de injeção de fluido, a dita coluna de perfuração, o dito espaço anular de fura de poço e a dita linha de estrangulamento definem uma trajetória de fluido, quando o dito furo de poço em relação á atmosfera, um dispositivo de medição de taxa de fluxo de saída (50) disposto na dita linha de estrangulamento, sendo que o dito dispositivo de medição de taxa de fluxo de saída é disposto e projetado para medir a taxa de fluxo através da dita linha de estrangulamento e para gerar um sinal fout(t) representativo de taxa de fluxo de linha de estrangulamento real como uma função de tempo (t), um dispositivo de medição de pressão de saída (64) disposto na linha de estrangulamento, sendo que o dito dispositivo de medição de pressão de saída é disposto e projetado para medir a pressão de linha de estrangulamento e para gerar um sinal pout(t) e pout(t) determinar uma pressão dos poros de formação como uma pressão de fratura de formação dos poros de formação com uma função dos ditos sinais fout(t) e pout(t), gerar um sinal pann(t) representativo da pressão em uma profundidade desejada de furo de poço como uma função de tempo (t), gerar um sinal fc(t) representativo da taxa de fluxo de linha de estrangulamento exigida como uma função de tempo (t) para manter o dito sinal pann(t) abaixo da dita pressão dos poros de formação, e transmitir o dito sinal (fc(t) e um dispositivo de controle de fluxo (70) disposto na dita linha de estrangulamento, sendo que o dito dispositivo de controle de fluxo é disposto e projetado para controlar o fluxo de fluido através da mesma em resposta ao dito sinal fc(t) transmitido e recebido a partir da dita unidade de controle central controlado desse modo a taxa de fluxo de linha de estrangulamento para manter o dito sinal pann(t) abaixo da dita pressão de fratura de formação e acima da dita pressão dos poros de formação.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] Esta invenção refere-se, em geral, a um sistema e método para a perfuração, realização e recondicionamento de poços de petróleo e/ou gás. Especificamente, a invenção se refere ao controle de poços de petróleo e/ou gás durante o período em que o preventor de erupção (blow-out preventer - BOP) está fechado, ou está no processo de fechamento, devido a eventos, tais como kicks (recuo indevido de fluidos), que ocorrem durante a perfuração, realização, ou durante o recondicionamento do poço.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] Durante a perfuração de poços subterrâneos, um fluido ("lama") é tipicamente circulado através de um sistema de circulação de fluido, que compreende, uma sonda de perfuração e equipamento de tratamento de fluido localizado substancialmente na superfície do poço ou perto da mesma (isto é, superfície terrestre para um poço em terra e superfície aquática para um poço marítimo). O fluido é bombeado por uma bomba de fluido através da passagem interior de uma coluna de perfuração, através de uma broca de perfuração e de volta para a superfície através do espaço anular entre o furo de poço e o tubo de perfuração.

[003] Uma função primária do fluido é manter uma barreira primária dentro do furo de poço para impedir que os fluidos de formação entrem no furo de poço e fluam para a superfície. Um preventor de erupção (BOP), que tem uma série de válvulas que podem ser seletivamente fechadas, proporciona uma barreira secundária para impedir que os fluidos de formação fluam descontrolados para a superfície. Para alcançar uma barreira primária dentro do furo de poço com o uso do fluido, a pressão hidrostática do fluido é mantida em um nível mais alto que a pressão do fluido de formação ("pressão dos poros"). Agentes para aumento de peso podem ser adicionados ao fluido para aumentar a densidade do fluido, garantindo, desse modo, que a pressão hidrostática esteja sempre acima da pressão dos poros. Se, durante a perfuração do furo de poço, uma zona que tem uma pressão de poros mais alta do que a pressão do fluido dentro do furo de poço é encontrada, um influxo de fluido de formação será introduzido dentro do furo de poço. Tal ocorrência é um evento indesejável e é conhecida como geração de um kick. Essa mesma situação pode ocorrer não apenas durante a perfuração, mas também durante a realização, recondicionamento ou intervenção.

[004] Quando um kick for obtido, o líquido e/ou gás de formação invasor pode "cortar", ou diminuir, a densidade do fluido no espaço anular de furo de poço, de tal modo que uma quantidade crescente de fluido de formação entre no furo de poço. Sob tais circunstâncias, o controle do furo de poço pode ser perdido devido a uma brecha na barreira primária. Tal ocorrência pode ser observada na sonda de perfuração na forma de: (1) uma mudança na pressão no espaço anular de furo de poço, (2) uma mudança na densidade do fluido, e/ou (3) um ganho no volume do fluido nos tanques de sistema de fluido ("volume de tanque"). Quando um kick for detectado, ou suspeito de ter entrado no furo de poço, a circulação do fluido é convencionalmente suspensa, e o furo de poço encerrado/confinado pelo fechamento do BOP. O acúmulo de pressão no espaço anular de furo de poço, o ganho de volume no tanque de lama e o confinado tubo de perfuração e as pressões no revestimento são então monitorados e medidos. Cálculos apropriados das operações de prospecção também podem ser realizados enquanto o poço estiver fechado. Antes de retomar as operações, um procedimento de operações de prospecção conhecido pode ser seguido para circular o kick para fora do furo de poço, circular um fluido apropriadamente pesado ("fluido de prospecção") para dentro do furo de poço, e garantir que o controle do poço tenha sido recuperado em segurança. Tipicamente, a intenção do operador enquanto circula um kick para fora de um poço, e circular o fluido de prospecção, é para garantir que outro kick não entre no poço. Se, entretanto, enquanto realiza essas tarefas, outro kick entrar no poço, toda a condição do furo de poço muda novamente. O operador pode, subsequentemente, perder o controle do poço, pois os parâmetros monitorados e medidos são transitórios e confusos conforme um resultado do kick anterior. Além disso, será mais difícil garantir que os procedimentos de controle do poço sejam completados com êxito e que o operador tenha recuperado de maneira eficaz o controle do furo de poço para permitir o recomeço das operações.

[005] Um dos requerimentos para matar o poço de modo seguro e eficaz, e circular um fluido de prospecção apropriado, é segurar a pressão dentro do furo de poço o mais constante possível, acima da pressão dos poros de formação e abaixo da pressão da fratura de formação. A primeira tarefa é, portanto, garantir um conhecimento preciso das pressões de poros e de fratura como uma função de profundidade, e calcular, adequadamente, o peso correto do fluido a ser circulado. Se a pressão dentro do furo de poço oscilar muito durante a circulação do kick fora do furo de poço, então há um risco elevado de que a pressão dentro do furo de poço irá cair abaixo da pressão de formação, e um kick secundário será tomado enquanto o processo de controle do primeiro estiver em andamento. Alternativamente, se a pressão dentro do furo de poço oscilar e alcançar a pressão de fratura, perdas de fluido dentro da formação são induzidas. Isso faz com que a integridade do furo de poço seja severamente prejudicada, e torna as operações de controle de poço necessárias muito mais difíceis. Conforme afirmado anteriormente, tais cenários devem ser evitados.

[006] Os dois métodos mais comuns para circular o fluido de prospecção e circular o kick fora do furo de poço são: o Método do Sondador (Driller's Method) e o Método do Engenheiro (Wait and Weight Method). O Método do Sondador (Driller's Method) pode ser utilizado quando o fluido de peso de prospecção ainda não estiver disponível para circulação. No Método do Sondador (Driller's Method), o peso do fluido original pode ser usado para circular o influxo dos fluidos de formação a partir do furo de poço. Por conseguinte, a lama de peso de prospecção (kill weight mud - KWM) pode ser circulada dentro do tubo de perfuração e do furo de poço. Embora duas circulações possam ser exigidas para efetuar o Método do Sondador (Driller's Method), esse método pode ser mais rápido que a variação descrita subsequentemente. No método do "Engenheiro" (Wait and Weight), KWM é preparado e então circulado abaixo da coluna de perfuração e dentro do furo de poço para remover o influxo dos fluidos de formação a partir do furo de poço e para matar o poço, em uma circulação. Esse método pode ser preferível no intuito de manter a menor pressão no revestimento enquanto circula o kick a partir do furo de poço, o que minimiza, desse modo, o risco de danificar o revestimento, romper a formação e/ou criar uma erupção subterrânea. Em ambos o Método do Sondador (Driller's Method), ou o Método do Engenheiro (Wait and Weight Method), uma pressão substancialmente constante dentro do furo de poço, acima da pressão dos poros e abaixo da pressão de fratura, deve ser mantida.

[007] O Método do Sondador (Driller's Method) e o Método do Engenheiro (Wait and Weight Method) são somente adequados, entretanto, para uso em situações de controle de poço comumente encontradas. Existem várias outras, e mais complexas, situações enfrentadas enquanto recupera o controle do furo de poço, o qual exige uma abordagem mais sofisticada. Em situações onde a broca de perfuração esteja afastada do fundo do poço, não há coluna de perfuração dentro do furo de poço, ou a coluna de perfuração esteja separada, métodos mais complexos são necessários, tal como os métodos volumétrico, volumétrico dinâmico, ou injeção e sangria (lube and bleed), para garantir que o controle do poço seja restaurado. Em alguns casos, não há tolerância admissível para permitir a circulação do influxo sem romper a formação. Em tais casos, a alternativa é forçar o influxo de volta à formação e não circular o influxo fora do furo de poço. Esses métodos complexos são mais difíceis de implantar devido a várias variáveis que devem ser controladas, e essa complexidade é frequentemente mais do que o pessoal da sonda pode lidar. Assim, os especialistas no controle do poço são frequentemente movidos ao sítio de sonda para auxiliar com o controle do poço, se esses métodos mais complexos de controle do poço forem empregados.

[008] Na perfuração convencional de um poço, o preventor de erupção (BOP) permanece aberto e o retorno dos fluidos a partir do poço é dirigido através de uma linha de retorno de fluido a uma peneira de lama e a tanques de sistema de fluido na superfície. Assim, o poço é perfurado enquanto é aberto à atmosfera e sem a possibilidade de aplicar uma pressão na superfície. Se uma indicação de um influxo for detectada a qualquer momento, o BOP é fechado e um procedimento de controle de poço é iniciado. Quando um influxo de fluido ocorre, o mesmo é um sinal de que a pressão dentro do furo de poço é menor que a pressão de formação, e que o peso do fluido deve ser aumentado para restaurar uma condição balanceada. Conforme descrito anteriormente, existem muitas maneiras diferentes de controlar o poço após a detecção de um influxo de fluido. A maneira preferencial, na qual um poço é controlado, depende de um número de fatores que inclui, mas não limitado a, a configuração do poço, a condição operacional do poço ao tempo da detecção do influxo, se a broca de perfuração estiver no fundo do poço ou afastada do fundo do poço, se a coluna de perfuração estiver separada e/ou se a coluna de perfuração estiver completamente fora do poço. O Método do Sondador (Driller's Method) e o Método do Engenheiro (Wait and Weight Method), descritos acima, são duas das mais populares maneiras de controlar um poço após a detecção do influxo, em que a broca de perfuração está no fundo do poço, entretanto, outros métodos e variações do mesmo são implantados de acordo com a empresa de perfuração em particular. Quando o BOP for fechado, o retorno do fluido é desviado ao estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda através de uma linha de estrangulamento, em que um ou mais estranguladores ajustáveis controlam a pressão (isto é, contrapressão) na linha de estrangulamento e no espaço anular.

[009] O procedimento de controle de poço convencional envolve várias etapas, as quais são bem conhecidas aos técnicos no assunto:

[0010] Primeiro, o poço é confinado ao fechar o BOP no intuito de medir as pressões no espaço anular e dentro da coluna de perfuração, e, desse modo, fornecer uma indicação da quantidade de pressão adicional exigida para rebalancear o poço;

[0011] Em seguida, o influxo de fluido é circulado fora do poço enquanto controla a pressão no poço na superfície de modo apropriado, para impedir que um segundo influxo entre no furo de poço (conforme afirmado anteriormente, em alguns casos não há tolerância admissível para permitir a circulação do influxo sem o rompimento da formação, o que leva à decisão de forçar o influxo de volta dentro da formação, ao invés de circular o mesmo fora do furo de poço);

[0012] Em seguida, um fluido mais pesado é circulado através do furo para restaurar a condição hidrostaticamente desbalanceada, a qual é uma condição exigida para muitas operações de perfuração de poço a petróleo e/ou gás;

[0013] Finalmente, a confirmação de que o poço está hidrostaticamente desbalanceado é feita ao verificar as pressões no espaço anular e dentro da coluna de perfuração de modo que o BOP possa ser reaberto para retomar as operações.

[0014] Durante a execução do procedimento de controle de poço convencional, as etapas são conduzidas enquanto confiam nas leituras de pressão conforme medidas na linha de injeção, chamadas de pressão do tubo bengala, e conforme medidas na linha de estrangulamento, chamadas de pressão no revestimento, e em alguns poucos casos, no volume do fluido nos tanques. Confiar exclusivamente nas leituras de pressão, entretanto, não permite que o perfurador entenda completamente os eventos dentro do poço, tal como verificar a condição hidrostaticamente sub-balanceada com base no tempo em que o influxo foi tomado, verificar se um influxo de fato entrou no furo de poço ou garantir que o poço esteja sob controle. Além disso, usar o volume de tanque como o indicador da condição do poço, durante um método de controle do poço, está longe de ser preciso.

[0015] Além do controle do poço, o BOP pode ser fechado por outras razões, tais como para conduzir um teste de resistência da formação no intuito de determinar a pressão de fratura da formação. Sistemas e métodos atuais para determinar a pressão da fratura de formação e a pressão dos poros de formação são, entretanto, imprecisos. Por exemplo, a pressão dos poros derivada a partir da superfície tubo bengala estabilizada e das leituras na pressão no revestimento, medidas após o fechamento do BOP, são muitas vezes longe de serem precisas, e em muitos casos, não há influxo dentro do furo de poço. A dependência exclusiva nas leituras de pressão e suas interpretações erradas levam a esse resultado. Além do mais, o uso das pressões de poros e fraturas medidas de modo impreciso pode ter consequências sérias para o aspecto econômico do poço. Por exemplo, a pressão dos poros é usada para definir o novo peso da lama/do fluido exigido para ser circulado através do furo após a detecção de um kick, no intuito de retornar o poço a uma condição hidrostaticamente desbalanceada. Assim, se a pressão dos poros determinada for imprecisa devido a uma presença mais leve do fluido no furo de poço, e não o resultado de uma situação sub-balanceada de modo hidrostático ou dinâmico, o procedimento típico é de introduzir, desnecessariamente, um fluido mais pesado dentro do furo de poço.

[0016] Conforme afirmado, a interpretação errada de eventos não kick, com base exclusivamente nas leituras de pressão ou medições de volume de tanque, pode levar a alarmes falsos de kicks. Uma ação que pode ser tomada em resposta a esses alarmes falsos é a circulação do fluido com um aumento desnecessário no peso do fluido, o qual pode causar problemas operacionais subsequentes, tais como uma perda na circulação, uma ferramenta presa e/ou uma baixa taxa de penetração do furo de poço. Por exemplo, o peso do fluido usado para matar o poço é selecionado para ser muito maior que o necessário, o que causa, desse modo, problemas severos quando as operações forem retomadas. Em certas situações, isso resulta no abandono prematuro do poço. Mesmo se o poço não for abandonado, a enorme quantidade de recursos desperdiçados pela falta de precisão e controlabilidade dos métodos de controle do poço atuais é dispendiosa.

[0017] Além disso, a interpretação errada de eventos no interior do poço pode, em muitos casos, levar à tomada de influxos secundários enquanto tenta controlar o primeiro kick. Isso pode levar, e frequentemente leva, a erupções no poço. Por exemplo, houve 28 erupções fora de controle, somente nos Estados Unidos, em 2008. Brian Kraus, DRILLING CONTRACTOR, Jul./Ago. 2009, em 100-01. A maioria dessas erupções causou danos à propriedade, algumas causaram danos ambientais, e pelo menos uma erupção fez com que uma estrada movimentada fosse desviada devido à proximidade do fogo no sítio da perfuração. Outra razão que muitos kicks podem sair de controle, e se tornarem erupções devastadoras, é a falta de experiência e conhecimento do pessoal no sítio de sonda com relação a tais eventos. Em muitos exemplos, o pessoal no sítio é incapaz de interpretar a situação de influxo de fluido, realizar os cálculos necessários e/ou implantar devidamente os procedimentos de controle do poço exigidos.

[0018] O aperfeiçoamento da segurança e controlabilidade das operações de controle de poço após o fechamento do BOP é uma grande preocupação na maior parte das sondas de perfuração em todo o mundo. Em uma tentativa de aperfeiçoar os procedimentos de controle do poço e a segurança geral das operações convencionais, vários sistemas e métodos foram desenvolvidos recentemente, os quais se focam na detecção aperfeiçoada de kick, enquanto outros se concentram em controlar as pressões com mais precisão durante a circulação do kick e deslocamento da lama de prospecção. A maioria desses sistemas e métodos, entretanto, confia exclusivamente no monitoramento e medição da pressão para recuperar o controle do poço após o fechamento do BOP. Enquanto as medições de pressão possam, em alguns casos limitados, fornecer uma boa indicação dos eventos dentro do furo de poço com o BOP fechado, somente as medições de pressão não fornecem um total e completo entendimento de que eventos ocorrem no interior do poço. Do mesmo modo, somente as medições de pressão não garantem que as indicações falsas de kicks sejam impedidas, ou permitem a avaliação precisa das pressões de fratura e dos poros. Ao considerar os problemas associados às estratégias atuais de controle do poço quando o BOP estiver fechado, um sistema e método de controle de poço aperfeiçoados fornecem várias vantagens.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[0019] Um objetivo da invenção é efetuar um ou mais do seguinte: Fornecer um sistema e método para permitir a cessação segura das operações de perfuração em resposta a um início de reação indicado ou suspeito de um evento de kick; Fornecer um sistema e método para controlar os poços de petróleo e/ou gás após o fechamento do preventor de erupção; Fornecer um sistema e método para determinar, com mais precisão, as pressões de fratura e dos poros da formação; Fornecer um sistema e método para confirmar se o peso do fluido for insuficiente para balancear hidrostaticamente as formações expostas, e se confirmado, determinar um valor preciso para o aumento do peso do fluido exigido para restaurar o balanceamento ou desbalanceamento hidrostático; Fornecer um sistema e método para controlar a pressão em qualquer específico, profundidade selecionada dentro do furo de poço entre limites especificados, tal como entre a pressão da fratura de formação e a pressão dos poros de formação; Fornecer um sistema e método para manter o controle de poços de petróleo e/ou gás de modo que a perfuração e outras operações nesses poços possam ser conduzidas em formações sensíveis; Fornecer um sistema e método o qual reduzem o risco de erupções no poço, a qual poderia resultar em perdas de vidas e/ou propriedades; Fornecer um sistema e método para melhorar o treinamento prático e a avaliação de competência ao usar o equipamento de controle do poço da sonda; Fornecer um sistema e método para controlar um poço de petróleo e/ou gás de modo que especialistas não localizados no sítio de sonda possam estar envolvidos mais cedo nos procedimentos de controle do poço; e Fornecer um sistema e método para a coleção, interpretação e exibição dos dados relacionados ao controle de poço para participação eficaz e em tempo nos procedimentos de controle do poço por especialistas localizados remotamente a partir da sonda.

[0020] Outros objetivos, atributos, e vantagens da invenção serão evidentes, a partir da seguinte especificação e desenhos, para um técnico no assunto.

[0021] Um ou mais dos objetivos identificados acima, juntamente com outros atributos e vantagens da invenção, são incorporados em um sistema e método para monitorar e controlar um poço de petróleo e/ou gás pouco anteriormente ao e/ou após o fechamento de um preventor de erupção (BOP) convencional associado ao poço. Em operações normais nas quais o BOP está fechado, ou em operações nas quais o BOP está fechado em resposta a qualquer suspeita, sinal ou indicação de um influxo de fluido, uma realização preferencial do sistema e método da invenção (1) mede e monitora ambas as taxas de pressões e de fluxo dentro e fora do furo de poço a partir do tempo em que o BOP é fechado, e a operação é interrompida até que o BOP seja reaberto para retomar as operações, (2) mede e monitora ambas as taxas de pressão e de fluxo dentro e fora do poço de modo a fornecer uma determinação mais precisa das pressões de poros e de fratura, que são usadas para recuperar, de modo seguro, o controle do poço antes de retomar as operações, e/ou (3) usa os dados de taxa de pressão e de fluxo medidos para realizar as operações de controle de poço com maior precisão, controlabilidade e confiança.

[0022] Em uma realização preferencial da invenção, um dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido, tal como um medidor da taxa de fluxo de massa ou volume do fluido, é disposto dentro da linha de estrangulamento, entre o estrngulador do jogo de válvulas de sonda e o separador de lama/gás, para medir e monitorar a taxa de fluxo do fluido fora do furo de poço através da linha de estrangulamento durante o período em que o BOP convencional estiver fechado para qualquer operação específica ou em resposta a qualquer sinal ou indicação de um evento de influxo de fluido. Um dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido também está disposto dentro da linha de injeção de fluido, para medir e monitorar a taxa de fluxo do fluido dentro do furo de poço a todo tempo. O tubo bengala e as pressões no revestimento também são medidos e monitorados ao medir e monitorar as pressões dentro da linha de injeção de fluido e da linha de estrangulamento, respectivamente, com o uso dos dispositivos de medição de pressão. Todos os dados relevantes são adquiridos e transmitidos, preferivelmente, para uma unidade de controle central antes, durante, e após o fechamento do BOP convencional para qualquer operação específica ou em resposta a uma suspeita de evento de influxo de fluido. Esses dados são armazenados, de preferência, no sítio de sonda, mas é disponível em tempo real para especialistas localizados afastados do poço. Assim, dados de controle de poço relevantes podem ser disponibilizados para especialistas no controle do poço durante os eventos de controle do poço, anterior à chegada dos mesmos no sítio.

[0023] As taxas de fluxo de fluido e pressões do fluido medidas permitem que o evento de influxo de fluido suspeito seja confirmado, e as pressões de poros e de fratura da formação sejam determinadas com maior precisão, conforme descrito adicionalmente no presente documento. Com base nas pressões de poros e de fratura determinadas com precisão, a unidade de controle central controla um dispositivo de controle de fluxo disposto na linha de estrangulamento para aplicar uma contrapressão no poço de modo a manter a pressão dentro do furo de poço entre limites especificados ou condicionais, que inclui, mas não limitado à, a pressão dos poros e a pressão de fratura durante o procedimento de controle de poço inteiro. A confirmação do influxo de fluido suspeito e a determinação de uma pressão dos poros precisa também permite que o peso correto do fluido seja determinado de modo a restaurar a condição desbalanceada para uma operação continuada. Além disso, com base nas taxas e/ou pressões do fluxo medidas, uma ou mais da pressão do tubo bengala, da pressão no revestimento e da pressão em um dado ponto dentro do furo de poço podem ser controladas manualmente ou automaticamente para facilitar as operações de controle de poço. Tais operações de controle de poço podem incluir a circulação do influxo de fluido fora do furo de poço e/ou a injeção de um fluido mais pesado dentro do furo de poço, o que desloca, desse modo, o fluido mais leve a partir do furo de poço, ou forçar o influxo de fluido de volta à formação. O sistema também facilita o treinamento prático para o pessoal da sonda assim como a avaliação de competências do pessoal da sonda a ser realizado com o uso do equipamento de controle do poço de sonda real.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0024] Por meio de ilustração, e não limitação, a invenção é descrita, doravante no presente documento, em detalhes com base nas figuras anexas, nas quais: - A Figura 1 é uma vista esquemática de uma realização preferencial do sistema, na qual os dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido são dispostos em uma linha de injeção de fluido e em uma linha de estrangulamento a jusante de um dispositivo de controle de fluxo, para medir a taxa de fluxo do fluido dentro e fora do furo de poço enquanto um preventor de erupção convencional estiver fechado; - A Figura 2 é uma vista esquemática de uma realização preferencial alternativa do sistema mostrada na Figura 1, na qual o dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido, disposto na linha de estrangulamento, está posicionado a montante do dispositivo de controle de fluxo para medir a taxa de fluxo do fluido fora do furo de poço quanto o preventor de erupção convencional estiver fechado; - A Figura 3 é uma vista esquemática de uma realização preferencial alternativa do sistema mostrado na Figura 1, na qual os dispositivos de medição da taxa de fluxo estão dispostos na linha de estrangulamento, ambos a montante e a jusante do dispositivo de controle de fluxo, para medir a taxa de fluxo fora do furo de poço, e os dispositivos de medição de pressão estão dispostos na linha de estrangulamento ambos a montante e a jusante do dispositivo de controle de fluxo para medir a pressão na linha de estrangulamento; - A Figura 4 é uma vista esquemática de uma realização preferencial alternativa do sistema mostrado na Figura 1, na qual a taxa de fluxo do fluido e os dispositivos de medição de pressão estão dispostos em cada uma da linha de prospecção e da linha de injeção de fluido (e na linha de estrangulamento) para medir a taxa e pressão do fluxo de fluido dentro (e fora) do furo de poço enquanto o preventor de erupção convencional estiver fechado; - A Figura 5 é uma ilustração que mostra que comandos e dados de sonda calculados e/ou medidos podem ser transmitidos entre a unidade de controle central da sonda e os dispositivos de interface de usuário remotos; - A Figura 6 é um fluxograma que mostra o procedimento geral para calcular a pressão hidrostática do fluido do poço em uma profundidade do poço específica; e - A Figura 7 é um fluxograma que mostra o procedimento geral para calcular a perda/pressão de atrito do fluido que circula através do espaço anular de furo de poço.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[0025] Uma realização preferencial da invenção alivia uma ou mais das deficiências do estado da técnica e incorpora pelo menos um dos objetivos previamente identificados. Conforme mostrado na Figura 1, uma realização preferencial do sistema de perfuração 10 inclui uma coluna de perfuração tubular 20 suspensa a partir de uma sonda de perfuração 90. A coluna de perfuração 20 tem uma extremidade inferior 22, a qual se estende para baixo através de um conjunto de BOPs 30 e dentro do poço/furo de poço 12. Uma broca de perfuração 26 é ligada à extremidade inferior 22 da coluna de perfuração 20. Um acionador da coluna de perfuração, ou dispositivo de giro 38, que compreende tanto um sistema de acionamento de giro (não mostrado) quanto um sistema de acionamento superior 38, está operativamente acoplado a uma extremidade superior 24 da coluna de perfuração 20 para girar ou rodar a coluna de perfuração 20 juntamente com a broca de perfuração 26 no furo 12. Uma bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional bombeia o fluido a partir de um reservatório de fluido de superfície 42 através de uma linha de injeção de fluido 48, através da extremidade superior 24 da coluna de perfuração 20, para baixo do interior da coluna de perfuração 20, através da broca de perfuração 26 e dentro de um espaço anular do furo 18. O espaço anular do furo 18 é criado através da ação de girar a coluna de perfuração 20 e a broca de perfuração 26 ligada no furo 12, e é definida conforme o espaço anular entre a parede ou o diâmetro interior/interno do poço 12 e a superfície ou diâmetro exterior/externa da coluna de perfuração 20.

[0026] Um conjunto de BOP 30 convencional é acoplado ao revestimento do poço 16 por meio de um conector da cabeça do poço 28. Tipicamente, o conjunto de BOPs 30 inclui uma ou mais gavetas de tubo, uma ou mais gavetas de cisalhamento e um ou mais BOPs anulares 32. Quando a perfuração for parada (isto é, o acionador da coluna de perfuração 38 parou de girar a coluna de perfuração 20 e a broca de perfuração 26), o um ou mais BOPs anulares convencionais 32 podem ser fechados para fechar de maneira eficaz o espaço anular do furo 18/furo de poço 12 da atmosfera. Uma linha de prospecção 54 se acopla entre a linha de injeção de fluido 48, por meio de uma tubulação de tubo bengala 84, e o conjunto de BOP 30 convencional por meio da válvula da linha de prospecção 34. A linha de prospecção 54 permite que fluido se comunique entre a bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional e o espaço anular do furo 18, quando a válvula da linha de prospecção 4 e as válvulas na tubulação de tubo bengala 84 estiverem abertas. Assim, enquanto o BOP 32 estiver fechado, a bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional pode ser usada para bombear o fluido a partir do reservatório 42 dentro do espaço anular de furo de poço 18 por meio da linha de injeção de fluido 48, da tubulação de tubo bengala 84, da linha de prospecção 54, da válvula da linha de prospecção 34 e do conjunto de BOPs 30. Alternativamente, enquanto o BOP 32 estiver fechado, a bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional pode ser usada para bombear o fluido a partir do reservatório 42 dentro do espaço anular do furo 18 por meio da linha de injeção de fluido 48, da tubulação de tubo bengala 84, da coluna de perfuração 20 e da broca de perfuração 26.

[0027] Uma linha de estrangulamento 56 se acopla entre o conjunto de BOP 30 convencional, por meio da válvula da linha de estrangulamento 36, e o reservatório de fluido de superfície 42, por meio do estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda 86. O estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda 86 inclui um dispositivo de controle de fluxo 70, tal como um estrangulador, disposto na linha de estrangulamento 56. O dispositivo de controle de fluxo 70 controla a taxa de fluxo através da linha de estrangulamento 56 para controlar, desse modo, a pressão a montante do dispositivo de controle de fluxo 70 e assim, a contrapressão ao espaço anular do furo 18 enquanto o BOP 32 estiver fechado. Um separador de lama/gás 46 e uma peneira de lama 44 também são acoplados, preferencialmente de maneira fluida, à linha de estrangulamento 56, e estão posicionados entre o dispositivo de controle de fluxo 70 e o reservatório de fluido de superfície 42. Assim, quando a válvula da linha de estrangulamento 36 e o dispositivo de controle de fluxo 70 forem abertos após o fechamento do BOP 32, é permitido que o fluido a partir do espaço anular de furo de poço 18 flua através do conjunto de BOPs 30, através da válvula da linha de estrangulamento 36, através da linha de estrangulamento 56, através do estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda 86, através do separador de lama/gás 46, através da peneira de lama 44 e dentro do reservatório de fluido de superfície 42.

[0028] Mediante a detecção de um influxo de fluido, a perfuração é cessada (isto é, o acionador da coluna de perfuração 38 para de rodar a coluna de perfuração 20 e a broca de perfuração 26) e o um ou mais BOP convencionais 32 são fechados (isto é, o poço 12 e o espaço anular do furo 18 são fechados à atmosfera). O fluido pode ser bombeado dentro do furo de poço 12 exclusivamente através da coluna de perfuração 20, exclusivamente através da linha de prospecção 54, ou através de ambas a coluna de perfuração 20 e a linha de prospecção 54, o que depende do procedimento de controle de poço específico adotado pela empresa de perfuração e da geometria/configuração do furo de poço. Em algumas sondas com linhas e válvulas apropriados (não mostrado), o fluido pode ser injetado dentro do espaço anular 18 com o uso da linha de estrangulamento 56.

[0029] Se o fluido estiver para ser bombeado exclusivamente através da linha de prospecção 54, então a válvula da linha de prospecção 34 é aberta e as válvulas na tubulação de tubo bengala 84 são configuradas para se acoplar de maneira fluida à linha de injeção de fluido 48 e à linha de prospecção 54, para permitir, desse modo, que a bomba 40 bombeie o fluido diretamente dentro do espaço anular de furo de poço 18. As válvulas na tubulação de tubo bengala 84 são configuradas adicionalmente para parar o fluxo entre a linha de injeção de fluido 48 e a coluna de perfuração 20. Nessa configuração, a linha de injeção de fluido 48, a tubulação de tubo bengala 84, a linha de prospecção 54, o conjunto de BOPs 30, o espaço anular de furo de poço 18, e a linha de estrangulamento 56 definem uma passagem de fluido através do furo 12. Se o fluido estiver para ser bombeado exclusivamente através da coluna de perfuração 20, então a válvula da linha de prospecção 34 será fechada e as válvulas na tubulação de tubo bengala 84 serão configuradas para permitir o fluxo entre a linha de injeção de fluido 48 e a extremidade superior 24 da coluna de perfuração 20 e para parar o fluxo dentro da linha de prospecção 54. Nessa configuração, a tubulação de tubo bengala 84, a linha de injeção de fluido 48, a coluna de perfuração 20, o espaço anular de furo de poço 18 e a linha de estrangulamento 56 definem uma passagem de fluido através do furo 12.

[0030] Se ambas a linha de prospecção 54 e a coluna de perfuração 20 estiverem para se usadas para bombear o fluido dentro do espaço anular de furo de poço 18, então a válvula da linha de prospecção 34 será aberta e as válvulas na tubulação de tubo bengala 84 são configuradas para permitir que o fluido flua a partir da linha de injeção de fluido 48 dentro de ambas a linha de prospecção 54 e a extremidade superior 24 da coluna de perfuração 20.

[0031] Tipicamente, após a detecção de um influxo, o BOP 32 é fechado e as pressões do tubo bengala e do revestimento são medidas para confirmar e avaliar a seriedade do influxo e para determinar o aumento no peso do fluido necessário para a circulação através do furo de poço 12. Um fluido de peso maior é bombeado através da coluna de perfuração 20 e/ou da linha de prospecção 54 no intuito de aumentar o peso do fluido dentro do espaço anular do furo 18. O peso aumentado do fluido aumenta a pressão estática exercida pelo fluido dentro do furo de poço 12, o qual impede que um influxo adicional entre dentro do espaço anular de furo de poço 18 a partir da formação 14.

[0032] No intuito de circular o fluido mais pesado através do furo de poço 12 e qualquer influxo de fluido fora do furo de poço 12 enquanto o BOP 32 convencional estiver fechado, o estrangulador do jogo de válvula 36 é aberto para permitir que tal fluido flua para cima sob pressão, a partir do espaço anular do furo 18, através da válvula da linha de estrangulamento 36, dentro da linha de estrangulamento 56, através do dispositivo de controle de fluxo 70 e de volta ao reservatório de fluido de superfície 42. O dispositivo de controle de fluxo 70 controla a taxa de fluxo do fluido através do mesmo, e assim, a contrapressão no furo de poço 12 e o espaço anular de furo de poço 18, ao controlar ou ajustar, preferivelmente, o tamanho de um orifício (não mostrado) através do qual o fluxo do fluido é permitido através da linha de estrangulamento 56. Um orifício de tamanho mais largo equivale a um maior fluxo através e uma contrapressão diminuída, enquanto um orifício de tamanho menos largo equivale a um menor fluxo através e uma maior contrapressão. O uso dos dispositivos de controle de fluxo para restringir o fluxo através de um tubo, ou linha de fluxo, é bem conhecido por um técnicos no assunto. Tais dispositivos de controle de fluxo incluem, mas não estão limitados a, estranguladores, orifícios de tamanho ajustável e diversas válvulas.

[0033] Uma unidade de controle central 80 é arranjada, preferivelmente, e projetada para receber os sinais de medição a partir de um número de dispositivos de medição, para usar os sinais recebidos para gerar os sinais de controle para controlar o dispositivo de controle de fluxo 70 e o fluxo através do mesmo, e para transmitir esses sinais de controle ao dispositivo de controle de fluxo 70, para controlar, desse modo, o fluxo através da linha de estrangulamento 56. A unidade de controle central 80 pode ser qualquer tipo de dispositivo de computação que tenha, preferivelmente, uma interface de usuário e um software 81 instalados no mesmo, tal como um computador, que é capaz de, mas não limitado a, realizar uma ou mais das seguintes tarefas: receber os sinais a partir de uma variedade de dispositivos de medição, converter os sinais recebidos a uma forma explorável para computar e/ou monitorar, usar os sinais convertidos para computar e/ou monitorar os parâmetros desejados, gerar sinais representativos dos parâmetros computados e transmitir os sinais gerados. Com relação ao dispositivo de controle de fluxo 70, a unidade de controle central 80 é arranjada e projetada, preferivelmente, para transmitir os sinais gerados de controle de modo sem fio, ou por meio de uma ligação com fio (mostrado pelas linhas pontilhadas nas Figuras 1 a 4) ao dispositivo de controle de fluxo 70. Os sinais de controle recebidos pelo dispositivo de controle de fluxo 70, a partir da unidade de controle central 80, fazem com que o orifício do dispositivo de controle de fluxo 70 ou abra totalmente, feche totalmente, ou abra ou feche em alguma posição entre os mesmos. Enquanto o dispositivo de controle de fluxo 70 pode ser controlado automaticamente pela unidade de controle central 80, conforme descrito acima, o dispositivo de controle de fluxo 70 também pode ser controlado manualmente por um operador para ajustar a taxa de fluxo do fluido ou a pressão através do dispositivo de controle de fluxo 70, ao critério do operador.

[0034] Conforme mostrado na Figura 1, um dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 50, tal como um medidor de taxa de fluxo de massa ou volume, é usado, preferencialmente, para medir a taxa de fluxo do fluido fora do furo de poço 12 enquanto o preventor de erupção convencional 32 estiver fechado. Tal dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido 50 é, preferencialmente, um medidor de taxa de fluxo Coriolis, um medidor de taxa de fluxo ultrassônico, um medidor de taxa de fluxo magnético ou um medidor de taxa de fluxo óptico com base em laser, mas pode ser qualquer tipo adequado conhecido pelos técnicos no assunto. O dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 50 é disposto e projetado para gerar um sinal Fout(t), o qual é um representativo da taxa de fluxo real fora do poço furo de poço 12, através da linha de estrangulamento 56, como uma função de tempo (t). O dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 50 transmite o sinal Fout(t), de preferência em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa o sinal. O dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 50 é disposto, preferencialmente, na linha de estrangulamento 56 entre o dispositivo de controle de fluxo 70 e o separador de lama/gás de sonda 46. Entretanto, conforme mostrado na Figura 2, o dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 50 pode, alternativamente, estar disposto na linha de estrangulamento 56 a montante do dispositivo de controle de fluxo 70 (isto é, entre o espaço anular de furo de poço 18 e o dispositivo de controle de fluxo 70).

[0035] Em uma realização preferencial alternativa, mostrada na Figura 3, o dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 50 é disposto na linha de estrangulamento 56, a jusante do dispositivo de controle de fluxo 70 (isto é, entre o dispositivo de controle de fluxo 70 e o separador de lama/gás de sonda 46), e um segundo dispositivo de medição da taxa de fluxo de fluido de saída 58 é disposto na linha de estrangulamento 56 a montante do dispositivo de controle de fluxo 70. Os dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido de saída 50, 58 são similarmente arranjados para gerar um sinal Fout(t) e um sinal Fout2(t), respectivamente, os quais são representativos das taxas de fluxo reais fora do furo de poço 12 através da linha de estrangulamento 56 no respectivo dispositivo de medição 50, 58 como uma função de tempo (t). Os dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido de saída 50, 58 transmitem os seus respectivos sinais Fout(t) e Fout2(t), de preferência em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa o sinal. O fluido a montante do dispositivo de controle de fluxo 70 pode experimentar uma pressão maior que o fluido a jusante do dispositivo de controle de fluxo 70. Desse modo, o uso do primeiro 50 e segundo 58 dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido de saída fornece uma analise da compressibilidade do fluido e um melhor entendimento da expansão do volume do fluido como uma função da pressão, ambos dos quais permitem uma medição mais precisa da taxa de fluxo do fluido fora do furo de poço 12. Os efeitos da turbulência também podem ser determinados e, assim, controlados com o uso de dois dispositivos de medição da taxa de fluxo de saída 50, 58 arranjados em série.

[0036] Voltando à Figura 1, um dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52, tal como um medidor de taxa de fluxo de massa ou volume é preferencialmente usado para medir a taxa de fluxo do fluido dentro do furo de poço 12 enquanto o preventor de erupção convencional 32 estiver fechado. O dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52 é, de preferência, um medidor de taxa de fluxo Coriolis, um medidor de taxa de fluxo ultrassônico, um medidor de taxa de fluxo magnético ou um medidor de taxa de fluxo óptico com base em laser, mas também pode ser qualquer tipo adequado conhecido por um técnico no assunto. Alternativamente, até mesmo um simples dispositivo para medir os cursos da bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional, como uma função de tempo, pode servir como um dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada. O dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52 é disposto e projetado para gerar um sinal Fin(t), o qual é representativo da taxa de fluxo real do fluido através da linha de injeção de fluido 48 (isto é, uma linha de entrada acoplada entre a bomba 40 e a coluna de perfuração 20) como uma função de tempo (t). O dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52 transmite o sinal Fin(t) em tempo real à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa o sinal. O dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52 é disposto, preferencialmente, na linha de injeção de fluido 48 entre a bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional e a tubulação de tubo bengala 84, de modo que o dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52 mede a taxa de fluxo do fluido dentro do poço 12 independentemente se o fluxo do fluido for através da coluna de perfuração 20 ou através da linha de prospecção 54.

[0037] Alternativamente, conforme mostrado na Figura 4, o dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52 é disposto na linha de injeção de fluido 48 entre a bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional e a tubulação de tubo bengala 84, e um segundo dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 60 é disposto na linha de prospecção 54. O dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 2 é disposto e projetado para gerar um sinal Fin(t), o qual é representativo da taxa de fluxo real dentro do furo de poço 12 através da linha de injeção 48 como uma função de tempo (t). O segundo dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 60 é disposto e projetado para gerar um sinal Fin2(t), o qual é representativo da taxa de fluxo real dentro do furo de poço 12 através da linha de prospecção 54 (isto é, uma linha de entrada acoplada entre a tubulação de tubo bengala 84 e o espaço anular de furo de poço 18) como uma função de tempo (t). Os dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido de entrada 52, 60 transmitem seus respectivos sinais Fin(t) e Fin2(t), de preferência em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa o sinal. Com base nos sinais recebidos, a unidade de controle central 80 calcula o taxa de fluxo total do fluido dentro do furo de poço 12 independentemente se o fluxo do fluido for somente através da coluna de perfuração 20, somente a linha de prospecção 54, ou uma combinação de ambas.

[0038] Conforme afirmado anteriormente, os dispositivos de medição da taxa de fluxo de entrada 52, 60 e de saída 50, 58 enviam, preferencialmente, os sinais de taxa de fluxo em tempo real à unidade de controle central 80, o que permite, desse modo, que a taxa de fluxo do fluido dentro e fora do furo de poço 12 sejam monitoradas continuamente por meio da unidade de controle central 80 enquanto o BOP 32 convencional estiver fechado. O fluido que flui a partir do poço 12, através da linha de estrangulamento 56, é controlado manualmente, ou automaticamente pela unidade de controle central 80, por meio de dispositivo de controle de fluxo 70. O flui que flui dentro do espaço anular de furo de poço 18 por meio da linha de injeção de fluido 48 e/ou da linha de prospecção 54 também pode ser controlado pela unidade de controle central 80, por meio da manipulação das válvulas na tubulação de tubo bengala 84, para selecionar uma trajetória de fluido fluxo particular, para reduzir o fluxo através de uma trajetória de fluxo de fluido particular, ou para parar o fluxo através de uma linha particular. Alternativamente, a unidade de controle central 80 pode controlar automaticamente, ou um operador pode controlar manualmente, o fluxo de fluido dentro do espaço anular de furo de poço 18 ao aumentar, diminuir ou parar a operação de bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional.

[0039] Conforme mostrado na Figura 1, um dispositivo de medição de pressão de entrada 62, tal como um sensor de pressão, é disposto na linha de injeção de fluido 48 na proximidade da tubulação de tubo bengala 84. Entretanto, o sensor de pressão de entrada 62 pode, alternativamente, ser disposto em outro lugar na linha de injeção de fluido 48, mas preferencialmente na proximidade do dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada 52. O dispositivo de medição de pressão de entrada 62 é disposto e projetado para gerar sinal Pin(t), o qual é representativo da pressão na linha de injeção de fluido 48 (isto é, a pressão do tubo bengala) como uma função de tempo (t). O dispositivo de medição de pressão de entrada 62 transmite o sinal Pin(t), preferencialmente em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa o sinal. Conforme mostrado na Figura 4, o dispositivo de medição de pressão de entrada 62 é disposto na linha de injeção de fluido 48 conforme descrito acima, entretanto, um segundo dispositivo de medição de pressão de entrada 66 é associado com o segundo dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada 60 posicionado na linha de prospecção 54. Assim, um dispositivo de medição de pressão de entrada é associado, preferencialmente, com cada um de uma pluralidade de dispositivos de medição da taxa de fluxo de entrada. O segundo dispositivo de medição de pressão de entrada 66 é disposto e projetado para gerar um sinal Pin2(t), o qual é representativo da pressão na linha de prospecção 54 como uma função de tempo (t). Os dispositivos de medição de pressão de entrada 62, 66 transmitem sinais Pin(t) e Pin2(t) respectivamente, preferencialmente em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa os sinais.

[0040] Voltando à Figura 1, um dispositivo de medição de pressão de saída 64, tal como um sensor de pressão, é disposto na linha de estrangulamento 56, preferencialmente na proximidade da tubulação de estrangulamento de controle de poço de sonda 86 e a montante do dispositivo de controle de fluxo 70. O dispositivo de medição de pressão de saída 64 é disposto e projetado para gerar um sinal Pout(t), o qual é representativo da pressão na linha de estrangulamento 56 como uma função de tempo (t). Quando o sensor de pressão de saída 64 estiver disposto a montante do dispositivo de controle de fluxo 70, o sensor de pressão mede a pressão representativa da pressão no revestimento (ou a pressão no estrangulador do jogo de válvula nas sondas flutuantes). O dispositivo de medição de pressão de saída 64 transmite o sinal Pout(t), em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa o sinal.

[0041] Em uma realização alternativa, conforme mostrado na Figura 3, o sensor de pressão de saída 64 é disposto na proximidade do estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda 86, conforme descrito acima, e um segundo sensor de pressão de saída 68 é disposto à jusante do dispositivo de controle de fluxo 70 mais próximo ao dispositivo de medição de taxa de fluxo de saída 50. O dispositivo de medição de pressão de saída 64 é disposto e projetado para gerar um sinal Pout(t), o qual é representativo da pressão na linha de estrangulamento 56 (isto é, a pressão no revestimento), a montante do dispositivo de controle de fluxo 70, como uma função de tempo (t). O segundo sensor de pressão de saída 68 é disposto e projetado para gerar um sinal Pout2(t), o qual é representativo da pressão na linha de estrangulamento 56, a jusante do dispositivo de controle de fluxo 70. Os dispositivos de medição de pressão de saída 64, 68 transmitem sinais Pout(t) e Pout2(t), respectivamente, preferencialmente em tempo real, à unidade de controle central 80, a qual recebe e processa os sinais.

[0042] Ao usar esse sistema, o operador monitora, preferencialmente, as taxas de fluxo em adição às medições de pressão para confirmar que a pressão dentro do furo de poço 12 é mantida entre limites de pressão alta e baixa aceitáveis, tal como entre as pressões de poros e as de fratura de formação 14. Este método aumenta, significativamente, a precisão do controle do poço quando comparado aos métodos que usam um sistema convencional, no qual o operador monitora somente as medições de pressão. Em adição a confirmar que a pressão dentro do furo de poço 12 está entre limites específicos, o sistema revelado no presente documento também controla a pressão a estar entre tais limites específicos. Isso, também, contribui para uma precisão de controle do poço aumentada.

[0043] Conforme mostrado nas Figuras 1 a 4, um dispositivo de medição de temperatura de entrada 76 é disposto na linha de injeção de fluido 48, preferencialmente a montante da tubulação de tubo bengala 84, e um dispositivo de medição de temperatura de saída 78 é disposto na linha de estrangulamento 56, preferencialmente a jusante do estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda 86, para gerar sinais Tin(t) e Tout(t), respectivamente. Os sinais, Tin(t) e Tout(t), a partir desses dispositivos de medição de temperatura opcionais 76, 78, são transmitidos à unidade de controle central 80, a qual é disposta e projetada para receber os mesmos. Os dispositivos de medição de temperatura 76, 78 podem ser qualquer dispositivo conhecido por um técnico no assunto para medir a temperatura que inclui, mas não limitado a, termômetros e termopares. Conforme bem conhecido na técnica, tais dados de temperatura podem ser usados para ajustar os cálculos das propriedades do fluido que são uma função da pressão e temperatura, tal como a densidade e outras propriedades reológicas. Os cálculos da propriedade do fluido são preferencialmente realizados em resposta a qualquer medição, variações de temperatura em tempo real do fluido, o que eleva, desse modo, a precisão do sistema 10 ao todo.

[0044] A unidade de controle central 80 é disposta e projetada para receber sinais gerados pelos dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido 50, 52, 58, 60, os dispositivos de medição de pressão 62, 64, 66, 68 e os dispositivos de medição de temperatura 76, 78. Conforme mostrado na Figura 1, a unidade de controle central 80 recebe os sinais por meio de ligação com fios (mostrado por linhas pontilhadas) acoplados entre os respectivos dispositivos de medição 50, 52, 62, 64, 76, 78 e a unidade de controle central 80. A Figura 3 mostra, adicionalmente, que a unidade de controle central 80 recebe sinais gerados pelo dispositivo de medição da taxa de fluxo do fluido 58 e pelo dispositivo de medição de pressão 68. Do mesmo modo, A Figura 4 mostra, adicionalmente, que a unidade de controle central 80 recebe sinais gerados pelo dispositivo de medição de taxa de fluxo de fluido 60 e pelo dispositivo de medição de pressão 66. Alternativamente, cada um dos dispositivos de medição pode transmitir sem fio os sinais gerados de qualquer maneira conhecida por um técnico no assunto, tal como transmissão por celular, infravermelha ou acústica. Em tais realizações sem fio, a unidade de controle central 80 é disposta e projetada para receber e interpretar tais transmissões sem fio.

[0045] Conforme geralmente mostrado na Figura 5, dados de sonda a partir da unidade de controle central 80 que incluem, mas não limitado a, sinais recebidos (por exemplo, medições de taxa de fluxo, pressão e temperatura), parâmetros computados (por exemplo, pressões de fratura e dos poros), sinais de controle (por exemplo, para controlar o fluxo através da linha de estrangulamento 56 por meio do dispositivo de controle de fluxo 70), etc., podem ser transmitidos remotamente ao estabelecer uma ligação de comunicação 97, por exemplo, por meio de satélite, conexão com fio e/ou conexão sem fio, etc., entre a unidade de controle central 80 de sonda 90 e uma unidade remota, tal como outro computador 91, 99, dispositivo de armazenagem 93 (por exemplo, um servidor) e/ou a um dispositivo móvel 95 (por exemplo, um telefone do tipo smart phone). Nessa maneira, os dados de sonda podem ser acessados em tempo real pelo pessoal localizado remotamente a partir da sonda 90. Isso permite que especialistas no controle do poço interajam com e/ou guiem, o pessoal da sonda estacionado em sítio, ambos antes e após o fechamento do BOP 32 convencional devido à detecção do evento de influxo de fluido, para auxiliar, desse modo, com a interpretação dos dados e dirigir o melhor meio de manter ou recuperar o controle do poço 12. Os técnico no assunto irão reconhecer prontamente que os especialistas no controle do poço, enquanto monitoram e/ou guiam o pessoal no sítio nos procedimentos de controle do poço corretos, podem transmitir comandos (por exemplo, sinais de controle) à unidade de controle central 80 e/ou a outros componentes de sistema (por exemplo, o dispositivo de controle de fluxo 70, a bomba 40, etc.), os quais são responsivos a tais comandos, para recuperar o controle do poço. Tais comandos transmitidos remotamente podem estar em conjunção com, ou podem sobrepor, as ações do pessoal em sítio nas operações de controle de poço. Em uma realização alternativa, os sinais de taxa de fluxo, pressão e temperatura, transmitidos pelos diversos dispositivos de medição 50, 52, 58, 60, 62, 64, 66, 68, 76, 78, podem ser transmitidos diretamente a um computador localizado remotamente 91, 93, 99 ou a dispositivos móveis 95, tal como telefones do tipo smart phone, o que contorna, desse modo, qualquer unidade de controle central 80. Em tal realização, os especialistas no controle do poço localizados remotamente enviam comandos diretamente ao dispositivo de controle de fluxo 70, à bomba 40, e a outros equipamentos (por exemplo, a válvula da linha de estrangulamento 36, a válvula da linha de prospecção 34, etc.) para controlar o poço.

[0046] Conforme descrito, a unidade de controle central 80 é disposta e projetada para receber sinais medidos, o que inclui sinais Tin(t), Tout(t), Pin(t), Pout(t), Fin(t), e Fout(t), e conforme aplicável, os sinais Pin2(t), Pout2(t), Fin2(t), e Fout2(t). Parâmetros adicionais, que incluem, mas não limitados a, a profundidade de furo de poço, profundidade da broca (se em perfuração) ou configuração de coluna (se conduzir uma realização, recondicionamento ou intervenção), propriedades da lama (isto é, densidade e reologia) e/ou geometria do furo de poço (inclinação e direção) também são medidos e recebidos, preferencialmente, pela, ou inseridos pelo pessoal, unidade de controle central 80, a qual usa os dados por meio de software 81 (discutido doravante no presente documento) para interpretar completamente e precisamente o estado do poço 12, e para avaliação do melhor curso de ação para recuperar o controle do poço 12 antes de retomar as operações. Alternativamente, um ou mais desses parâmetros podem ser calculados pelo software 81, que usa quaisquer dados que estão disponíveis à unidade de controle central 80.

[0047] A unidade de controle central 80 determina, preferencialmente em tempo real, a pressão de espaço anular em qualquer profundidade específica desejada dentro do furo de poço 12. Ao usar pelo menos os sinais recebidos Pout(t) e Fout(t), a unidade de controle central 80 gera o sinal Pann(t), o qual é representativo da pressão em uma profundidade específica dentro do espaço anular de furo de poço 18 como uma função de tempo (t). O software 81, instalado na unidade de controle central 80, é usado pela unidade de controle central 80 para computar o sinal de pressão de espaço anular, Pann(t), como uma função de tempo (t). O sinal de pressão de espaço anular, Pann(t), é determinada por adicionar a pressão hidrostática do fluido/lama dentro do espaço anular de furo de poço 18, a pressão de atrito gerada no espaço anular de furo de poço 18 e na linha de estrangulamento 56 por qualquer fluido em circulação (isto é, uma função do sinal Fout(t)), e a pressão de saída, Pout(t), conforme medido preferencialmente pelo dispositivo de medição de pressão de saída 64.

[0048] O software 81 calcula a pressão hidrostática com base em um número de parâmetros que inclui, mas não limitado a, a densidade do fluido no furo de poço 12 e a profundidade na qual a pressão hidrostática está para ser determinada. A Figura 6 fornece um fluxograma simples que mostra como a pressão hidrostática pode ser calculada. O software 81 também calcula a perda de atrito no espaço anular 18 gerada por qualquer fluido em circulação com base em um número de parâmetros que inclui, mas não se limita a, velocidade de fluxo do fluido (isto é, uma função do sinal Fout(t)), densidade e parâmetros reológicos do fluxo do fluido e geometria do espaço anular 18 e da linha de estrangulamento 56. A Figura 7 fornece um fluxograma simples que mostra como a pressão/perda de atrito anular pode ser calculada. O software 81 também inclui as correlações necessárias para ajustar o cálculo das propriedades do fluido em resposta a quaisquer variações de temperatura do fluido, conforme medido e transmitido, preferencialmente em tempo real, pelos dispositivos de medição de temperatura 76, 78 à unidade de controle central 80. Outros parâmetros que inclui, mas não limitado a, a taxa de fluxo Fin(t)/Fin2(t) dentro do furo de poço 12, a pressão de entrada Pin(t)/Pin2(t), a profundidade do furo de poço 12 e a densidade do(a) fluido/lama bombeado(a) para o furo de poço 12 também podem ser empregados pelo software 81 ao computar o sinal Pann (t).

[0049] O software 81 calcula, preferencialmente, a perdas de atrito e pressão hidrostática com base em equações hidráulicas desenvolvidas ao longo das últimas décadas, as quais são bem conhecidas pelos técnicos no assunto. Exemplos de tais equações hidráulicas usadas tradicionalmente em operações de petróleo e gás para determinar a pressão em qualquer profundidade no furo de poço 12 pode ser encontrada em, por exemplo, ADAM T. BOURGOYNE, ET AL., APPLIED DRILLING ENGINEERING 113-189 (SPE Textbook Series 1986), o qual é incorporado no presente documento a título de referência.

[0050] O seguinte é um exemplo de como a pressão de espaço anular em uma profundidade do poço específica pode ser calculada pelo software 81 com o uso de equações hidráulicas bem conhecidas e dados de sonda, tipicamente disponíveis. Este exemplo é fornecido somente por meio de ilustração, e não é pretendido limitar o escopo do sistema ou método da invenção de qualquer maneira. EXEMPLO

[0051] A pressão de espaço anular em uma profundidade de furo de poço de 3.048 metros (10.000 pés) no espaço anular de furo de poço, entre um tubo de OD (diâmetro externo) de 0,0762 metros (3 polegadas) e um tubo de ID (diâmetro inteiro) de 0,127 metros (5 polegadas), é para ser determinada. Um fluido Newtoniano que tem uma densidade de 1,076 quilograma por litro (9,0 libras por galão) é circulado através do furo de poço em uma taxa de fluxo de 378,5411 litros (100 galões) por minuto. A contrapressão que é aplicada ao espaço anular de furo de poço é de 1.378,95 kPa (200 psi), conforme medido pelo dispositivo de medição de pressão de saída. O parâmetro reológico θ300 do fluido é de 30 (isto é, μ=30 cp; a viscosidade em centipoise). Conforme discutido anteriormente, a pressão de espaço anular é determinada por adicionar a pressão hidrostática do fluido/lama dentro do espaço anular de furo de poço, a perda/pressão de atrito gerada no espaço anular de furo de poço, e a linha de estrangulamento se aplicável, por qualquer fluido em circulação, e a pressão de saída (isto é, a contrapressão aplicada ao furo de poço). O componente hidrostático da pressão de espaço anular é determinado como o produto da equação, 0,052*(profundidade)*(densidade), a qual com baseada nos dados acima, é igual a 32,27 MPa (4.680 psi). O componente de perda de atrito da pressão de espaço anular exige a determinação da velocidade média do fluido, os critérios de turbulência e a perda de pressão de atrito por 0,305 metros (pé). Com base nos dados acima, a velocidade média do fluido no espaço anular é igual a 2,55, o qual é o produto da equação, [(taxa de fluxo)/[2,448*(d22 - di2)], onde d2 é o diâmetro interno e di é o diâmetro externo. Os critérios de turbulência são determinados a partir do número de Reynolds, NRe, o qual para fluir através de um espaço anular, é o produto da equação, [757*densidade*velocidade média do fluido*(d2-di)]/[μ]. Com base nos dados acima, o número de Reynolds é i.i58, o qual é representativo do fluxo laminar (isto é, NRe menor que 2.i00). A perda de atrito por pé (metro) é determinada com o uso da equação de fluxo laminar, dP/dL = [μ*(velocidade média do fluido)]/[i.000*(d2 - di)2]. Assim, a perda de atrito de fluxo laminar por pé (metro), dP/dL, é igual a 0,0i9 psi/pé (0,423 kPa/m). A perda de atrito de fluxo laminar total para a profundidade do poço de i0.000 pés (3048 metros) é simplesmente o produto de 0,0i9 psi/pé (0,423kPa/m) * i0.000 pés (3.048 metros), ou i9i,25 psi (i3i78,62 kPa). Finalmente, a contrapressão que é aplicada ao espaço anular de furo de poço é de 200 psi (i378,95 kPa), conforme medido diretamente pelo dispositivo de medição de pressão de saída. A pressão de espaço anular é determinada pela soma do componente hidrostático, o componente de perda de atrito e o componente de contrapressão, isto é, 4.680 + 191 + 200. Assim, com base nos dados apresentados, a pressão de espaço anular em uma profundidade de poço de 10.000 pés (3.048 metros) é igual a 5.071 psi (34,96 MPa).

[0052] Os valores limítrofes da pressão da fratura de formação e da pressão dos poros de formação, que são inseridos manualmente ao software 81 da unidade de controle central 80, podem ser predeterminados ou estimados. Mais preferencialmente, a unidade de controle central 80 usa os sinais de taxa de fluxo, de pressão e de temperatura recebidos a partir dos respectivos dispositivos de medição para determinar uma pressão dos poros e uma pressão de fratura da formação 14 precisas. A pressão dos poros de formação é determinada após que um influxo de fluido a partir da formação 14, dentro do espaço anular de furo de poço 18, seja suspeito de detecção, e após o fechamento do BOP 32 convencional. Conforme descrito doravante no presente documento em maior detalhe, a pressão dos poros é determinada pela redução em estágios da contrapressão, aplicada inicialmente para parar o influxo, após o fechamento do BOP 32, até que um influxo seja detectado pela monitoração das taxas de fluxo dentro e fora do furo de poço 12.

[0053] A pressão de fratura da formação 14 é determinada, preferencialmente, através de um "teste de resistência da formação" antes de iniciar as operações ou em qualquer momento após o começo de uma operação. Enquanto perfura, um "teste de resistência da formação" é realizado para o propósito de determinar a pressão de iniciação de fratura para o próximo segmento do furo de poço 12 a ser perfurado. Em um "teste de resistência da formação" típico, o espaço anular de furo de poço 18 é selado ou fechado a partir da atmosfera pelo fechamento de um BOP 32 convencional e pelo fechamento completo do estrangulador 70, disposto no estrangulador do jogo de válvula de controle de poço de sonda 86. O(a) fluido/lama é introduzido(a) no poço 12 em uma taxa volumétrica relativamente lenta e constante através da linha de injeção de fluido 48 e da passagem central da coluna de perfuração 20, de modo que o(a) fluido/lama saia da coluna de perfuração 20 através da broca de perfuração 26, e entre no espaço anular de furo de poço 18, o qual é selado pelo estrangulador 70 fechado na superfície. À medida que esse fluxo dentro do furo de poço 12 continua, a pressão no espaço anular 18 aumenta linearmente até que a formação 14 comece a absorver o fluido. A esse ponto, uma mudança na inclinação da curva de pressão contra volume injetado ocorre. Muitas empresas de perfuração consideram esse ponto como representante da pressão de fratura ou resistência da formação da seção de furo aberto 12. Enquanto uma determinação da pressão de fratura pareceria direta, existem vários métodos adicionais de conduzir um teste de resistência da formação, e um método padrão pode não ser usado mesmo dentro da mesma empresa de perfuração. Essa variação nos procedimentos e maneiras de interpretar quando o fluido começar a vazar para a formação 14 é uma das causas de problemas de poço e tempo não produtivo, cada um resulta em um desperdício significante de recursos.

[0054] Ao usar um sistema 10 com o BOP 32 fechado, o teste de resistência da formação é conduzido, preferencialmente, com o uso de um taxa de fluxo de injeção constante através da coluna de perfuração 20 com o fluxo de retorno acima do espaço anular do furo 18 e através da linha de estrangulamento 56 com o estrangulador 70 completamente aberto. A pressão no revestimento (isto é, a contrapressão aplicada ao espaço anular do furo 18) é lentamente aumentada e em estágios (por exemplo, de modo incremental) pelo fechamento adequado do estrangulador 70 enquanto monitora a taxa de fluxo do fluido fora do espaço anular do furo 18 por meio de pelo menos um dos dispositivos de medição da taxa de fluxo do fluido de saída 50, 58. A pressão no revestimento é lentamente aumentada, pois uma determinação mais precisa da pressão de fratura é obtida quando mudanças de etapas menores na pressão no revestimento são feitas durante o teste de resistência da formação. Com o aumento na pressão, a taxa de fluxo fora do espaço anular do furo 18 é inicialmente reduzida devido à compressibilidade do sistema. Entretanto, se não existem perdas de fluido para a formação 14, então após o sistema alcançar o estado estacionário, a taxa de fluxo do fluido fora do espaço anular de furo de poço 18, através da linha de estrangulamento 56, irá se equilibrar à taxa de fluxo do fluido dentro do espaço anular de furo de poço 18, através da coluna de perfuração 20 (ou linha de prospecção 54). Um aumento adicional na pressão no revestimento é efetuado pelo leve fechamento do estrangulador 70 enquanto monitora a taxa de fluxo do fluido dentro e fora do furo de poço 12.

[0055] Conforme descrito acima, o software 81 da unidade de controle central 80 calcula o sinal de pressão de espaço anular, Pann(t), em uma profundidade do poço específica como uma função de tempo (t). A pressão da fratura de formação é simplesmente a pressão de espaço anular, Pann(t), na profundidade da perda de fluido em um tempo, tfrac, quando a taxa de fluxo fora do espaço anular de furo de poço 18 primeiro inicia/começa a não mais igualar ou aproximar à taxa de fluxo dentro do furo de poço 12, o que mantém, desse modo, a estado estacionário de perda de fluido dentro do furo de poço 12 (isto é, quando a taxa de fluxo dentro do furo de poço 12, conforme representado pelo sinal Fin(t), primeiro se torna consistentemente maior que a taxa de fluxo fora do furo de poço 12, conforme representado pelo sinal Fout(t)). Assim, a pressão da fratura de formação, semelhante à pressão de espaço anular, é uma função da pressão hidrostática, a pressão no revestimento que é aplicada conforme medidas, com preferência, pelo dispositivo de medição de pressão de saída 64 (isto é, o sinal Pout(t)) e a perda de atrito no espaço anular de furo de poço 18 e a linha de estrangulamento 56 geradas pela circulação do fluido (isto é, uma função do sinal Fout(t)), conforme estimado, com preferência, pelo modelo hidráulico incorporado dentro do software 81. Devido à baixa taxa de fluxo do fluido usada no teste de resistência da formação, a perda de atrito correspondente no espaço anular 18 e linha de estrangulamento 56, gerada pela circulação de fluido, também é baixa, o que reduz, desse modo, a incerteza da estimação e aumenta a precisão da determinação da pressão da fratura de formação.

[0056] Uma realização preferencial do método da invenção fornece um controle do poço seguro enquanto o BOP 32 convencional estiver fechado, em resposta a um kick (isto é, influxo de fluido) detectado ou suspeito. Durante as operações normais de perfuração, um dispositivo de giro de coluna de perfuração 38, gira uma extremidade superior 24 de uma coluna de perfuração 20 em um furo 12. A coluna de perfuração 20 tem uma broca de perfuração 26 em uma extremidade inferior 22 a qual entra em contato com a parte inferior do furo 12. À medida que a coluna de perfuração 20 é girada, a broca de perfuração 26 penetra na formação subterrânea 14 o que aumenta, desse modo, a profundidade do furo 12 e cria um espaço anular de furo de poço 18 entre um diâmetro externo da coluna de perfuração 20 e um diâmetro interno do furo 12. Durante a perfuração, um fluido ou lama é bombeado a partir de um reservatório de fluido de superfície 42 por uma bomba de fluido/lama de superfície 40 convencional através de uma linha de injeção de fluido 48, através de uma passagem central da coluna de perfuração 20, fora dos bocais na broca de perfuração 26 e dentro do espaço anular do furo 18. A injeção contínua do fluido dentro do espaço anular de furo de poço 18 faz com que o fluido pegue cascalhos a partir da penetração da formação subterrânea 14 pela broca de perfuração 26, e move os mesmos acima do espaço anular de furo de poço 18 e através de uma linha de retorno de fluido (não mostrada). A linha de retorno de fluido carrega o(a) fluido/lama com cascalhos a uma peneira de lama 44 para remover os cascalhos a partir do(a) fluido/lama. O fluido/lama limpo(a) é então retornado(a) ao reservatório de fluido de superfície 42 para reuso.

[0057] À medida que a broca de perfuração 26 penetra dentro de zonas de formação subterrânea mais profundas, a pressão de formação pode aumentar ou diminuir. Uma zona na formação subterrânea 14 pode ser encontrada na qual a pressão de formação é maior que a pressão hidrostática e/ou dinâmica fornecida pelo(a) fluido/lama no espaço anular de furo de poço 18. Em tal caso, um kick ou influxo de fluido pode ocorrer.

[0058] Após a detecção ou suspeita de um influxo de fluido, um procedimento de controle de poço preferencial é de parar a perfuração (isto é, parar a rotação/giro da coluna de perfuração 20/broca de perfuração 26 e parar a circulação de fluido por cessar a operação de bomba de fluido 40 e fechar o dispositivo de controle de fluxo 70 para permitir nenhum fluxo de fluido através do mesmo), fechar o BOP 32 convencional e permitir que as pressões do tubo bengala e do revestimento na superfície se estabilizem. Após a estabilização do pressão do furo de poço, as próximas etapas preferenciais são para verificar a condição hidrostática do furo de poço 12, confirmar o suspeito influxo de fluido (isto é, confirmar que o furo de poço 12 esteja em uma condição na qual a pressão hidrostática da lama existente é menor que a pressão em uma formação exposta e de produção), determinar a pressão dos poros de formação e determinar o peso correto de fluido/lama que deve ser circulado através do furo de poço 12 para recuperar o controle do poço, com todas as etapas realizadas, de modo preferencial, com o uso da unidade de controle central 80 e do software 81.

[0059] Embora o software 81 seja preferencialmente empregado para controlar o estrangulador 70 para manter a pressão na linha de estrangulamento 56 em valores específicos e selecionados, um método preferencial de verificar a condição hidrostática do furo de poço 12 envolve operar a bomba de fluido 40 para circular o fluido em uma taxa de fluxo constante. Essa ação é seguida pela redução da pressão no revestimento em pequenas mudanças de etapa (isto é, de modo incremental) por abrir o estrangulador 70 em mudanças de etapas correspondentes enquanto monitora a taxa de fluxo do fluido fora do furo de poço 12 através da linha de estrangulamento 56 (assim como a taxa de fluxo dentro do furo de poço 12, a qual é preferencialmente constante). Abrir o estrangulador 70 reduz a contrapressão aplicada ao espaço anular de furo de poço 18. Em contraste ao procedimento de teste de resistência da formação descrito anteriormente, a taxa de fluxo de fluido fora do furo de poço 12 irá aumentar após a redução na pressão no revestimento. Adicionalmente, se o poço estiver dinamicamente desbalanceado, a taxa de fluxo de fluido fora do furo de poço 12 irá rapidamente se equilibrar à taxa de fluxo de fluido dentro do furo de poço 12. Reduções subsequentes na pressão no revestimento (isto é, uma maior taxa de fluxo do fluido através do dispositivo de controle de fluxo 70) induzirão, eventualmente, o poço 12 a se tornar dinamicamente subequilibrado (isto é, a taxa de fluxo dentro do furo de poço representada pelo sinal Fin(t), que se torna menor ou menos que a taxa de fluxo fora do furo de poço 12 representada pelo sinal Fout(t)). A condição sub-balanceada é confirmada pela taxa de fluxo fora do furo de poço 12 (isto é, representada pelo sinal Fout(t)) que permanece consistentemente mais alto ou maior que a taxa de fluxo dentro do furo de poço 12 (isto é, representada pelo sinal Fin(t)) após o alcance do estado estacionário seguinte da redução anterior na pressão no revestimento. Como confirmação adicional, a pressão no revestimento pode ser imediatamente aumentada ao valor mais alto anterior, pela redução da taxa de fluxo do fluido, através do dispositivo de controle de fluxo 70, de modo que a taxa de fluxo Fin(t) ou Fin2(t) dentro do furo de poço 12 se iguale substancialmente à taxa de fluxo Fout(t) fora do furo de poço 12. A pressão dos poros de formação é simplesmente a pressão de espaço anular, Pann(t), na profundidade do influxo de fluido em um tempo, tpore, quando a taxa de fluxo fora do espaço anular de furo de poço 18 primeiro inicia/começa a não mais se igualar ou aproximar à taxa de fluxo dentro furo de poço 12, o que mantém, desse modo, um ganho de estado estacionário de fluido dentro furo de poço 12 (isto é, quando a taxa de fluxo dentro do furo de poço 12, conforme representado pelo sinal Fin(t), primeiro se torna consistentemente menor que a taxa de fluxo fora do furo de poço 12, conforme representado pelo sinal Fout(t)). Conforme descrito acima, o software 81 da unidade de controle central 80 gerar o sinal de pressão de espaço anular, Pann(t), em uma profundidade do poço específica como uma função de tempo (t). Assim, a pressão dos poros de formação, semelhante à pressão de espaço anular, é uma função da pressão hidrostática, a pressão no revestimento que é aplicada conforme medida preferencialmente pelo dispositivo de medição de pressão de saída 64 (isto é, sinal Pout(t)) e a perda de atrito no espaço anular de furo de poço 18 e na linha de estrangulamento 56, gerada pela circulação do fluido (isto é, uma função do sinal Fout(t)), conforme estimado preferencialmente pelo modelo hidráulico incorporado dentro do software 81.

[0060] Se a pressão no revestimento não pode reduzida suficientemente para criar uma condição dinamicamente sub-balanceada ao abrir completamente o estrangulador 70, então a bomba de fluido/lama 40 é ajustada para reduzir a taxa de fluxo de fluido bombeado dentro do furo de poço 12. A taxa de fluxo do fluido fora do poço 12 é subsequentemente monitorada conforme descrito acima. Se a bomba de fluido 40 estiver desligada e o poço 12 não estiver hidrostaticamente sub-balanceada, os mesmos são uma indicação que um saldo alarme de kick, ou um bolso muito pequeno de fluido pressurizado, completamente esgotado pelo influxo que entrou no furo de poço, acionou o BOP 32 fechado pelo pessoal da sonda. Assim, pode não haver necessidade de aumentar o peso do fluido dentro do furo de poço 12 antes de retomar as operações.

[0061] Após o fechamento do BOP 32 convencional em resposta a um influxo de fluido detectado, a condição hidrostática do poço foi confirmada de ser sub-balanceada, e a pressão dos poros da formação 14 é determinada, o fluido é bombeado dentro do espaço anular de furo de poço 18, por meio da coluna de perfuração 20 e/ou a linha de prospecção 54, para circular o influxo de fluido fora do furo de poço 12 através da linha de estrangulamento 56. Entretanto, depende da condição do poço no tempo em que o BOP 32 for finalmente fechado pelo pessoal da sonda, a circulação do influxo fora do furo de poço 12 pode ser realizada antes de confirmar a condição hidrostática do poço 12 a ser sub-balanceado e/ou antes da pressão dos poros da formação 14 ser determinada. O fluido bombeado dentro do espaço anular de furo de poço 18 e do fluido de formação (isto é, o fluido de influxo) que entra, ou que tenha entrado, no espaço anular de furo de poço 18, a partir da formação 14, flui através da linha de estrangulamento 56 ao separador 46 e então ao reservatório de fluido de superfície 42. Um fluido/lama de peso cada vez maior pode ser circulado através do furo de poço 12 até que a pressão de formação seja igualada pela pressão hidrostática do(a) fluido/lama. Preferencialmente, entretanto, a circulação do fluido mais pesado é feita após a confirmação do poço ser hidrostaticamente sub-balanceado e a pressão dos poros de formação ser determinada, conforme descrito acima. Nessa maneira, o peso correto do peso do fluido mais pesado pode ser prontamente determinado, por exemplo, pelo software 81, como um peso que fornecerá uma pressão de fluido hidrostática maior que a pressão dos poros determinada anteriormente. O peso correto do peso do fluido mais pesado é então circulado através do furo 12 para balancear hidrostaticamente o poço 12 a uma pressão de furo de poço/espaço anular maior que a pressão dos poros determinada anteriormente, mas menor que a pressão de fratura determinada anteriormente.

[0062] A circulação do(a) fluido/lama através do furo de poço 12 é controlada indiretamente e preferencialmente pelo dispositivo de controle de fluxo 70 disposto na linha de estrangulamento 56 e/ou pela ação de bombeamento da bomba 40. A unidade de controle central 80 controla o dispositivo de controle de fluxo 70 para aumentar ou diminuir a taxa de fluxo através da linha de estrangulamento 56, que, desse modo, diminui ou aumenta, respectivamente, a contrapressão no espaço anular de furo de poço 8. Alternativamente, o dispositivo de controle de fluxo 70 pode ser controlado manualmente pelo operador para aumentar ou diminuir a taxa de fluxo através da linha de estrangulamento 56, que controla, desse modo, a contrapressão aplicada ao espaço anular de furo de poço 18. Conforme afirmado anteriormente, o sinal Pout(t) é representativo da pressão dentro da linha de estrangulamento 56, e particularmente, a pressão de saída aplicada ao furo de poço 12 (isto é, a contrapressão ou pressão no revestimento), quando o dispositivo de medição de pressão de saída 64 estiver disposto a montante do dispositivo de controle de fluxo 70.

[0063] Alternativamente, a unidade de controle central 80 pode controlar a capacidade de bombeamento ou velocidade da bomba 40 para aumentar ou diminuir a taxa de fluxo de fluido/lama bombeado(a) para o furo de poço 12. Nessa maneira, a bomba 40 controla a pressão na qual o fluido/lama é entregue ao furo de poço 12. Conforme afirmado anteriormente, o sinal Pin(t) é representativo da pressão (isto é, a pressão do tubo bengala) do fluido bombeado dentro do furo de poço 12 através da linha de injeção de fluido 48, e particularmente, as pressões de entrada aplicadas ao furo de poço 12 através da coluna de perfuração 20. Do mesmo modo, o sinal Pin2(t) é representativo da pressão (isto é, a pressão do tubo bengala) do fluido bombeado dentro do furo de poço 12 através da linha de prospecção 54, e particularmente, da pressão de entrada aplicada ao furo de poço 12 através da linha de prospecção 54.

[0064] Com base mediante a pressão dos poros e a pressão de fratura (ou outros limites de pressão superior e inferior especificados), e preferencialmente enquanto mede e/ou calcula as pressões, a taxas de fluxo e as temperaturas dentro e fora do furo de poço 12 assim como outros parâmetros de poço, que inclui o sinal Pann(t), o software 81 da unidade de controle central 80 gera um sinal, FC(t), o qual é transmitido preferencialmente em tempo real ao dispositivo de controle de fluxo 70. O dispositivo de controle de fluxo 70 é disposto e projetado para receber o sinal FC(t) e para ajustar o fluxo de fluido através do dispositivo de controle de fluxo 70, de acordo com o sinal. Por exemplo, um sinal FC(t) que aumenta a taxa de fluxo da linha de estrangulamento irá reduzir a contrapressão aplicada ao poço 12 e assim diminui a pressão no espaço anular 18. Inversamente, um sinal FC(t) que diminui a taxa de fluxo da linha de estrangulamento irá aumentar a contrapressão aplicada ao poço 12 e assim aumenta a pressão no espaço anular 18. Assim, o ajustamento do fluxo de fluido através do dispositivo de controle de fluxo 70 ajusta a contrapressão aplicada ao poço 12 de modo a manter a pressão no furo de poço 12, conforme determinado preferencialmente em tempo real pelo sinal gerado Pann(t), entre as pressões de fratura e dos poros da formação 14 determinadas anteriormente (ou ponto predeterminado/estabelecido). O sinal FC(t) é representativo de ou a taxa de fluxo da linha de estrangulamento ou a pressão exigida para manter a pressão de espaço anular de poço abaixo da pressão da fratura de formação e acima da pressão dos poros de formação, como uma função de tempo. Seja o sinal FC(t) representativo da taxa de fluxo da linha de estrangulamento ou da pressão de linha de estrangulamento, depende se a taxa de fluxo ou pressão é a base do procedimento de controle de poço.

[0065] A lógica usada para determinar o sinal, FC(t), é baseada na teoria de controle do poço convencional, por exemplo, conforme referenciado em DAVID WATSON ET AL. ADVANCED WELL CONTROL (SPE Textbook Series, 186) e incorporado no presente documento a título de referência. Um exemplo dessa lógica é para manter a pressão no revestimento de superfície, Pout(t), constante enquanto muda a velocidade da bomba 40. Outro exemplo dessa lógica envolve manter a pressão do tubo bengala, Pin(t), constante enquanto circula fora do influxo fluido.

[0066] Alternativamente, o sinal, FC(t), pode envolver cálculos de hidráulica realizados pelo software 81 da unidade de controle central 80 simultaneamente com e utilizando medições em tempo real dos diversos dispositivos de medição referenciados anteriormente, incluindo, sem se limitar a, dispositivo de medição de pressão de saída (medidor de pressão de estrangulamento) 64, dispositivo de medição de taxa de fluxo de saída (medidor de pressão de linha de estrangulamento) 50, 58, dispositivo de medição de pressão de entrada (medidor de pressão do tubo bengala) 62, dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada 52, etc. Um exemplo de tal uso de cálculo de hidráulica emprega o modelo de hidráulica calibrada durante as operações de perfuração pouco antes de um influxo de fluido dentro do furo de poço 12. Com o uso de tal modelo de hidráulica, o software 81 calcula a pressão em um ponto específico no espaço anular 18, Pann(t), (por exemplo, no "ponto fraco" abaixo da sapata de revestimento) com o uso da modelagem de hidráulica de perdas de atrito na coluna de perfuração 20, através dos bocais da broca de perfuração 26, e entre a broca de perfuração 26 e o ponto específico no espaço anular 18. Essa pressão anular calculada, Pann(t), a qual diminui, previsivelmente, durante uma operação de prospecção convencional, fornece retroalimentação/entrada ao software 81, o qual pode então ser usado (por exemplo, comparado a um valor desejado, ou específico, ou aos limites superiores/inferiores, tal como para pressão de fratura/dos poros) na geração de sinal FC(t) para controlar automaticamente o dispositivo de controle de fluxo 70 para aplicar mais ou menos contrapressão ao poço 12, conforme revelado anteriormente. Com o uso deste método, o sinal Pann(t) é mantido entre os limites específicos, por exemplo, entre as pressões de fratura e dos poros, ou conduzido para um valor desejado, ou específico, a qualquer tempo, t. Um tempo de estabilização entre os ajustes do dispositivo de controle de fluxo 70 pode ser programado dentro do software 81 ou, de outra forma, instituído de modo a permitir que a pressão no espaço anular 18 alcance o estado estacionário.

[0067] Em uma realização preferencial, a unidade de controle central 80 controla, e preferencialmente mantém, um valor substancialmente constante, a pressão de espaço anular Pann(t) em uma profundidade particular de furo de poço pela condução do sinal de pressão de espaço anular Pann(t) em direção a um valor desejado entre a pressão de fratura e a pressão dos poros para evitar a fratura da formação (isto é, quando a pressão do furo de poço estiver acima da pressão de fratura) ou evitar causar um influxo secundário (isto é, quando a pressão do furo de poço estiver abaixo da pressão dos poros). O sinal de pressão de espaço anular Pann(t) é conduzido para um valor desejado através do controle do dispositivo de controle de fluxo 70 por meio de sinal FC(t), conforme revelado anteriormente. O sinal FC(t) é gerado de modo que a diferença entre o sinal de pressão de espaço anular Pann(t) em qualquer tempo (t) e a pressão de espaço anular desejada, ou especificada, seja conduzido para zero ou próximo a zero. Portanto, enquanto o BOP 32 convencional estiver fechado e o influxo de fluido estiver a ser circulado fora do furo de poço, a unidade de controle central 80, em combinação com o dispositivo de controle de fluxo 70, controla o poço 12 e mantém a pressão dentro do espaço anular de furo de poço 18 abaixo da pressão da fratura de formação, mas acima da pressão dos poros de formação. Alternativamente, o operador, enquanto visualiza os dados de pressão e taxa de fluxo recebidos a partir de diversos dispositivos de medição por meio da unidade de controle central 80, pode controlar o estrangulador 70 manualmente para garantir que o sinal Pann(t) gerado, representativo da pressão em certa profundidade dentro do espaço anular de furo de poço 18 como uma função de tempo (t), seja mantido entre as pressões de fratura e dos poros da formação 14.

[0068] Assim, em uma realização preferencial do método da invenção, o poço 12 é controlado, de modo seguro, após o fechamento do BOP 32 convencional em resposta a um evento de influxo de fluido suspeito ao verificar a condição hidrostática do furo de poço 12, ao confirmar o influxo de fluido suspeito, determinar as pressões de poros e de fratura da formação 14, determinar o peso correto de fluido/lama que deve ser circulado através do furo de poço 12, circular o influxo de fluido fora do poço através da linha de estrangulamento 56 e circular o fluido mais pesado dentro do poço 12 e do espaço anular 18 enquanto monitora todos os parâmetros medidos e controla o estrangulador 70 da linha de estrangulamento para manter a pressão de espaço anular entre a pressão de fratura e a pressão dos poros da formação 14.

[0069] Embora o sistema 10 e o método sejam descritos no presente documento como usados em tempo real durante operações de petróleo e/ou gás reais, o sistema 10 e o método também podem ser empregados fora de linha para fornecer uma oportunidade segura para as tripulações realizarem manualmente as mesmas sequências de controle do poço operacionais, que confirma, desse modo, a competência da tripulação ou fornecer um treinamento de controle do poço corretivo altamente relevante. Assim, o sistema 10 é usado para treinar o pessoal/tripulação de sonda no entendimento dos procedimentos adequados a serem implantados em resposta a eventos de controle do poço, tal como onde o BOP 32 convencional estiver fechado mediante a detecção de um evento de influxo de fluido. No modo fora de linha e em tempos inesperados onde as condições de poço e de perfuração permitem a interrupção de operações sem risco indevido, especialistas no controle do poço podem enviar comandos (por exemplo, sinais de controle) e/ou dados à unidade de controle central 80 para implantar modelos/cenários de treinamento de evento de controle de poço fora de linha que utilizem condições de equipamento de poço e perfuração reais como a base para o exercício de treinamento. Nessa maneira, os especialistas no controle do poço localizados remotamente podem testar e treinar os pessoais da sonda no desempenho de técnicas de controle do poço em resposta a operações de sonda simuladas que ocorram antes, durante e após um evento de controle do poço, tal como um influxo de fluido. Em adição a estabelecer as condições relevantes aos objetivos de treino em uma maneira realística, mas controlada, o sistema irá gravar, em tempo real, as reais atuações de válvula, as operações de bomba, os ajustes de pressão, etc. que reflitam a competência da tripulação em relação aos objetivos de desempenho de controle do poço. Conforme geralmente mostrado na Figura 5 e conforme discutido anteriormente, os dados/parâmetros de sonda recebidos e/ou calculados pela unidade de controle central 80 podem ser transmitidos à unidade remotas (por exemplo, computadores remotos, dispositivos móveis, etc.), para observação e/ou revisão por especialistas no controle do poço que conduzem tais exercícios de treinamento, ou monitorados e verificados diretamente na sonda 90 pelos supervisores do pessoal da sonda. A revisão e repetição das sequências de resposta fornecem, até o presente momento, dados obteníveis para confirmar as competências e/ou deficiências da tripulação enquanto usam equipamento de sonda real sob condições operacionais de campo, ao invés de teste. Uma vantagem para tal teste e treinamento é que o pessoal da sonda responde a eventos de controle do poço simulados com o uso do mesmo sistema 10 e método descritos no presente documento, os quais são o mesmo sistema 10 e método que seriam preferencialmente usados durante operação normal ou durante um evento de controle do poço real. Assim, o uso do mesmo sistema 10 e método que são realmente usados na sonda 90 para teste e treinamento fornecem uma oportunidade inestimável para o verificação de treinamento e competência do pessoal da sonda.

[0070] O Resumo deste documento é escrito exclusivamente para fornecer o respectivo escritório de patente e ao público em geral, com meios dos quais para determinar rapidamente a partir de uma inspeção rápida do escopo do presente pedido, e o mesmo representa uma realização preferencial e não é indicativa da natureza da invenção como um todo.

[0071] Embora algumas realizações da invenção tenham sido ilustradas em detalhes, a invenção não é limitada às realizações mostradas; modificações e adaptações das realizações reveladas podem ocorrer a um técnico no assunto. Tais modificações e adaptações estão no escopo da invenção conforme estabelecido no presente documento.

Claims

1. MÉTODO PARA CONTROLAR UM POÇO SENDO PERFURADO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA (14), caracterizado pelo método compreender as etapas de: girar uma coluna de perfuração tubular (20) que se estende para dentro de um furo de poço (12), sendo que a coluna de perfuração tubular (20) tem uma extremidade superior (24) e uma extremidade inferior (22) e uma broca de perfuração (26) disposta na extremidade inferior, parar o giro da coluna de perfuração tubular (20), quando um influxo de fluido é detectado entrando no furo de poço (12), fechar um preventor de erupção (32), sendo que o preventor de erupção (32) é disposto e projetado para fechar o furo de poço (12) em relação à atmosfera apenas em um momento em que a broca de perfuração (26) estiver estacionária, operar uma bomba de fluido (40) para bombear um fluido a partir de um reservatório de fluido de superfície (42) através de uma linha de injeção de fluido (48), na coluna de perfuração tubular (20) e através da coluna de perfuração tubular (20), fora da broca de perfuração (26) e em um espaço anular de furo de poço (18), sendo que o espaço anular de furo de poço (18) é criado entre um diâmetro externo da coluna de perfuração tubular (20) e um diâmetro interno do furo de poço (12) pelo giro da coluna de perfuração (20) e a broca de perfuração (26) no furo de poço (12), operar um dispositivo de controle de fluxo (70) disposto em uma linha de estrangulamento (56), sendo que a linha de estrangulamento (56) é acoplada entre o espaço anular de furo de poço (18) e o reservatório de fluido de superfície (42) e é disposta e projetada para permitir comunicação fluida entre o espaço anular de furo de poço (18) e o reservatório de fluido de superfície (42) em cooperação com o dispositivo de controle de fluxo (7), enquanto o preventor de erupção (32) fecha o furo de poço (12) em relação à atmosfera, sendo que a linha de injeção de fluido (48), a coluna de perfuração tubular (20), o espaço anular de furo de poço (18) e a linha de estrangulamento (56) definem uma trajetória de fluxo de fluido através do furo de poço (18), medir a taxa de fluxo de saída real de fluido que flui através da linha de estrangulamento (56), enquanto o furo de poço (18) está fechado em relação à atmosfera com o uso de um dispositivo de medição de fluxo de saída (50) disposto na linha de estrangulamento (56) e disposto e projetado para gerar um sinal Fout(t) representativo de taxa de fluxo de fluido de linha de estrangulamento real como uma função de tempo (t), medir a pressão de saída real na linha de estrangulamento (56), enquanto o furo de poço (18) está fechado em relação à atmosfera com o uso de um dispositivo de medição de pressão de saída (64) disposto na linha de estrangulamento (56) e disposto e projetado para gerar um sinal Pout(t) representativo da pressão de linha de estrangulamento real como uma função de tempo (t), transmitir o sinal de taxa de fluxo de saída real Fout(t) e o sinal de pressão de saída real Pout(t) para uma unidade de controle central (80), sendo que a unidade de controle central (80) é disposta e projetada, para receber os sinais, para determinar uma pressão de fratura de formação, para determinar uma pressão dos poros de formação, para gerar um sinal Pann(t) representativo de pressão em uma profundidade de furo de poço (18) como uma função de tempo (t), e para gerar um sinal FC(t) representativo da taxa de fluxo de linha de estrangulamento exigido como uma função de tempo (t) para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão dos poros de formação, receber o sinal Fout(t) e o sinal Pout(t) na unidade de controle central (80), usar a unidade de controle central (80) para determinar a pressão de fratura de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), usar a unidade de controle central (80) para determinar a pressão dos poros de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), usar a unidade de controle central (80) para gerar o sinal Pann(t), usar a unidade de controle central (80) para gerar o sinal FC(t), transmitir o sinal FC(t) para o dispositivo de controle de fluxo (70), sendo que o dispositivo de controle de fluxo (70) é disposto e projetado para receber o sinal FC(t), receber o sinal FC(t) no dispositivo de controle de fluxo (70), o dispositivo de controle de fluxo (70) é, ainda, disposto e projetado para controlar o fluxo de fluido através da linha de estrangulamento (56) em resposta ao sinal FC(t), e ajustar o dispositivo de controle de fluxo (70) em resposta ao sinal FC(t) para controlar a taxa de fluxo de fluido de linha de estrangulamento (56) para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão dos poros de formação.

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender, ainda, as etapas de: medir a taxa de fluxo de entrada real de fluido que flui através da linha de injeção de fluido com o uso de um dispositivo de medição de fluxo de entrada (52) disposto e projetado para gerar um sinal Fin(t) representativo da taxa de fluxo de fluido de linha de injeção de fluido real como uma função de tempo (t), e transmitir o sinal de taxa de fluxo de fluido real Fin(t) para a unidade de controle central (80), sendo que a unidade de controle central (80) é disposta e projetada para receber o sinal Fin(t).

3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por: a unidade de controle central (80) ser, ainda, disposta e projetada para receber o sinal Fin(t) e determinar a pressão dos poros de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), quando o dispositivo de controle de fluxo (70) controla a taxa de fluxo de fluido através da linha de estrangulamento (56), de um modo que o sinal Fin(t) primeiro se torne consistentemente menor do que o sinal Fout(t), e o método compreender, ainda, a etapa de determinar a pressão dos poros de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t).

4. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por: a unidade de controle central (80) ser, ainda, disposta e projetada para receber o sinal Fin(t) e determinar a pressão de fratura de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), quando o dispositivo de controle de fluxo (70) controla a taxa de fluxo de fluido através da linha de estrangulamento (56), de um modo que o sinal Fin(t) primeiro se torne consistentemente maior do que o sinal Fout(t), e o método compreender, ainda, a etapa de determinar a pressão de fratura de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t).

5. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por compreender, ainda, as etapas de: estabelecer uma ligação de comunicação (97) entre a unidade de controle central (80) e uma unidade remota (91, 93, 95, 99), e transmitir dados da sonda a partir da unidade de controle central (80) para a unidade remota (91, 93, 95, 99) através da ligação de comunicação (97) para a observação dos dados da sonda por especialistas em controle de poços.

6. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo sinal FC(t) ser representativo de pressão de linha de estrangulamento (56) exigido como uma função de tempo (t) para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão dos poros de formação, o dispositivo de controle de fluxo (70) ser disposto e projetado para controlar a pressão de linha de estrangulamento (56) em resposta ao sinal FC(t), e o sinal FC(t) controlar a pressão de linha de estrangulamento (56) para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão dos poros de formação.

7. SISTEMA DE CONTROLE DE POÇO (10), caracterizado por compreender: uma coluna de perfuração tubular (20) que tem uma extremidade inferior (22) que se estende para dentro de um furo de poço (12) tendo um espaço anular de furo de poço (18) e uma extremidade superior (24), sendo que a coluna de perfuração tubular (20) tem uma broca de perfuração (26) na extremidade inferior (22) da coluna de perfuração tubular (20), um dispositivo de giro de coluna de perfuração (38) disposto e projetado para girar a broca de perfuração no furo de poço (12); em que o giro da coluna de perfuração tubular (20) é interrompido quando um influxo de fluido é detectado entrando no poço; um preventor de erupção (32) disposto e projetado para fechar o espaço anular de furo de poço (18) de um poço (12) em relação à atmosfera apenas em um momento em que a perfuração é cessada, uma bomba de fluido (40) em comunicação fluida com um reservatório de fluido de superfície (42), sendo a bomba de fluido (40) é disposta para bombear fluido para o furo de poço (12) quando a perfuração é cessada e o preventor de erupção (32) estiver fechado; uma linha de estrangulamento (56) acoplada entre o espaço anular de furo de poço (18) e o reservatório de fluido de superfície (42), um dispositivo de medição de taxa de fluxo de saída (50) disposto na linha de estrangulamento (56), sendo que o dispositivo de medição de taxa de fluxo de saída (50) é disposto e projetado para medir a taxa de fluxo através da linha de estrangulamento (56) e gerar um sinal Fout(t) representativo da taxa de fluxo de linha de estrangulamento real como uma função de tempo (t), um dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada (52) disposto na linha de injeção de fluido (48) acoplada entre a bomba de fluido (40) e o anular de furo de poço (18), o dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada (52) disposto e projetado para medir a taxa de fluxo de fluido através da linha de injeção de fluido (48) e para gerar um sinal Fin(t) representativo da taxa de fluxo da linha de injeção real em função do tempo (t); um dispositivo de medição de pressão de saída (64) disposto na linha de estrangulamento (56), sendo que o dispositivo de medição de pressão de saída (64) é disposto e projetado para medir a pressão de linha de estrangulamento (56) e para gerar um sinal Pout(t) representativo de pressão de linha de estrangulamento real como uma função de tempo (t), uma unidade de controle central (80) disposta e projetada para, enquanto o furo de poço (12) está fechado em relação à atmosfera pelo preventor de erupção (32) e a perfuração é cessada: receber os sinais Fout(t), Fin(t) e Pout(t), determinar uma pressão de fratura de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t) determinar uma pressão dos poros de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), gerar um sinal Pann(t) representativo da pressão em uma profundidade desejada de furo de poço (12) como uma função de tempo (t), gerar e transmitir um sinal FC(t) representativo da taxa de fluxo de linha de estrangulamento exigida como uma função de tempo (t) para conduzir o sinal Pann(t) em direção a um valor desejado, e um dispositivo de controle de fluxo (70) disposto na linha de estrangulamento (56), sendo que o dispositivo de controle de fluxo (70) é responsivo ao final FC(t) e disposto e projetado para controlar a taxa de fluxo de fluido através da linha de estrangulamento (56), controlando, desse modo, a pressão de linha de estrangulamento (56) para conduzir o sinal Pann(t) em direção ao valor desejado.

8. SISTEMA (10), de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por: o sinal FC(t) ser representativo da taxa de fluxo da linha de estrangulamento (56) exigida como uma função de tempo (t) para manter o sinal Pann(t) em direção a um valor desejado, e o dispositivo de controle de fluxo (70) controlar a taxa de fluxo da linha de estrangulamento (56) para manter o sinal Pann(t) em direção a um valor desejado.

9. SISTEMA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 8, caracterizado por: uma linha de estrangulamento (56) ser disposta e projetada para permitir a comunicação de fluido entre o espaço anular de furo de poço (18) e um reservatório de fluido de superfície (42), quando o preventor de erupção (32) fecha o poço da atmosfera; uma linha de injeção de fluido (48) se estender entre a bomba de fluido (40) e a extremidade superior (24) da coluna de perfuração tubular (20), a linha de injeção de fluido (48) capaz de fornecer comunicação de fluido entre as mesmas; a linha de injeção de fluido (48), a coluna de perfuração tubular (20), o espaço anular de furo de poço (18) e a linha de estrangulamento (56) definir uma via de fluido quando o preventor de erupção (32) fecha o poço da atmosfera; uma unidade de controle central (80) disposta e projetada, enquanto o preventor de erupção (32) fecha o espaço anular de furo de poço (18) em relação à atmosfera e a perfuração é cessada, para receber os sinais Fout(t) e Pout(t), para gerar um sinal Pann(t) representativo da pressão em uma profundidade de furo de poço (12) desejada como uma função de tempo (t), para gerar um sinal FC(t) representativo da pressão de linha de estrangulamento exigido como uma função de tempo (t) para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão de poros de formação, e para transmitir o sinal FC(t), e um dispositivo de controle de fluxo (70) disposto e projetado para controlar o fluxo de fluido através do mesmo em resposta ao sinal FC(t) transmitido e recebido na unidade de controle central (80), controlando, desse modo, a pressão de linha de estrangulamento para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão de poros de formação.

10. SISTEMA (10), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por: o dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada (52) ser disposto na linha de injeção de fluido, sendo que o dispositivo de medição de taxa de fluxo de entrada (52) é disposto e projetado para medir a taxa de fluxo de fluido através da linha de injeção de fluido e para gerar um sinal Fin(t) representativo da taxa de fluxo de linha de injeção de fluido real como uma função de tempo (t).

11. SISTEMA (10), de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por: a unidade de controle central (80) ser, ainda, disposta e projetada para receber o sinal Fin(t) e determinar a pressão dos poros de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), quando o dispositivo de controle de fluxo (70) controla a taxa de fluxo de fluido através da linha de estrangulamento (56), de um modo que o sinal Fin(t) primeiro se torne consistentemente menor do que o sinal Fout(t).

12. SISTEMA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 11, caracterizado por: a unidade de controle central (80) ser, ainda, disposta e projetada para receber o sinal Fin(t) e determinar a pressão de fratura de formação como uma função dos sinais Fout(t) e Pout(t), quando o dispositivo de controle de fluxo (70) controla a taxa de fluxo de fluido através da linha de estrangulamento (56), de um modo que o sinal Fin(t) primeiro se torne consistentemente maior do que o sinal Fout(t).

13. SISTEMA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 12, caracterizado por compreender, ainda: uma ligação de comunicação (97) entre a unidade de controle central (80) e uma unidade remota (91, 93, 95, 99) para transmitir dados de sonda a partir da unidade de controle central (80) para a unidade remota (91, 93, 95, 99) para a observação dos dados de sonda por especialistas em controle de poços.

14. SISTEMA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 13, caracterizado por: a unidade de controle central (80) ser, ainda, disposta e projetada para simular um evento de controle de poço; em que o pessoal da sonda responde ao evento de controle de poço implantando procedimentos de controle de poço com o uso do sistema (10).

15. SISTEMA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 14, caracterizado por: o sinal FC(t) ser representativo de taxa de fluxo de linha de estrangulamento (56) exigido como uma função de tempo (t) para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão de poros de formação, e o dispositivo de controle de fluxo (70) controlar a taxa de fluxo da linha de estrangulamento para manter o sinal Pann(t) abaixo da pressão de fratura de formação e acima da pressão de poros de formação.