BRPI1008805B1

BRPI1008805B1 - Método para determinar uma propriedade físico-química de um fluido de perfuração, processo para controlar as propriedades físico-químicas de um fluido de perfuração, aparelho para determinar propriedades de fluido de perfuração fora do furo, e, reservatório de fluido de perfuração.

Info

Publication number: BRPI1008805B1
Application number: BRPI1008805-9A
Authority: BR
Inventors: Arild Saasen; Claas Van Der Zwaag; Tor Henry Omland; Per Amundsen
Original assignee: Statoil Petroleum As
Priority date: 2009-03-02
Filing date: 2010-03-02
Publication date: 2021-03-23
Also published as: US9194972B2; CA2753347C; WO2010116160A1; GB201003450D0; GB2468400B; GB2468400A; NO342729B1; NO20111335A1; US20120013335A1; CA2753347A1; BRPI1008805A2

Abstract

método para determinar uma propriedade físico-química de um fluido de perfuração, processo para controlar as propriedades físico-químicas de um fluido de perfuração, aparelho para determinar propriedades de fluido de perfuração fora do furo, e, reservatório de fluido de perfuração apresente invenção provê um método de determinar uma propriedade físico-química de um fluido de perfuração em um local de perfuração durante uma fase de perfuração, dito método compreendendo detectar um sinal de ressonância magnética nuclear de fluido de perfuração fora do furo em dito local e calcular disto um valor indicativo de dita propriedade.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR UMA PROPRIEDADE FÍSICO-QUÍMICA DE UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO, PROCESSO PARA CONTROLAR AS PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DE UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO, APARELHO PARA DETERMINAR PROPRIEDADES DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO FORA DO FURO, E, RESERVATÓRIO DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO.

[0001] Esta invenção relaciona-se a melhorias e relativas à monitoração fora do furo de propriedades físico-químicas de fluidos de perfuração, em particular métodos de determinar propriedades de fluidos de perfuração, métodos de ajustar propriedades de fluidos de perfuração, e aparelho para uso em tais métodos.

Fundamento

[0002] Quando furos de sondagem são perfurados em reservatórios subterrâneos, por exemplo reservatórios de hidrocarbonetos, a broca durante perfuração é cercada convencionalmente por um fluido de perfuração que é bombeado continuamente até a extremidade distal do furo de sondagem e de volta à cabeça de perfuração, por exemplo abaixo pela cadeia de broca oca que leva a broca e de volta pelo anel entre a cadeia de broca e a parede interna do furo de sondagem. O circuito de cabeça de broca furo abaixo e de volta à cabeça de broca pode levar o fluido de perfuração várias horas para completar.

[0003] Um das funções do fluido de perfuração é levar os detritos e cortes criados perfurando fora do furo de sondagem e por conseguinte, em alcançar a cabeça de broca, o fluido de perfuração é geralmente filtrado para remover detritos antes de ser retornado a um tanque de contenção, geralmente chamado um reservatório de fluido de perfuração, do qual pode ser reciclado furo abaixo. É importante que detritos e cortes sejam removidos eficientemente do furo de poço porque eles podem interferir com a operação da broca e podem impedir significativamente o progresso da operação de perfuração.

[0004] Em termos de outras funções, o fluido de perfuração bombeado um furo de poço também ajuda a acionar a broca no furo de poço e esfriar e lubrificar a broca. Ademais, pode ser aplicado para contrabalançar pressão hidrostática no furo de poço, por exemplo, prevenindo explosão. O fluido de perfuração também funciona para manter estabilidade de furo de sondagem gerando uma pressão contra a parede de furo de poço e por esse meio impedi-lo de se desmoronar. Também provê controle de perda de fluido, isto é, previne perda de fluido na formação, e provê estabilidade química à formação por esse meio prevenindo instabilidade induzida quimicamente do furo de poço.

[0005] Estas funções deveriam ser alcançadas idealmente enquanto minimizando dano de formação e assim o prejuízo subseqüente da produção de um poço ou a habilidade para injetar fluidos tais como gás ou água para apoio de produção no poço. Dano pode ser causado por partículas sólidas contidas nos fluidos de perfuração ou filtrado de fluidos de perfuração que entram na formação. Estes componentes de fluidos de perfuração podem ativar reações tal como obstrução de caminhos de fluxo por ditas partículas sólidas, a mobilização de partículas finas, a inchação de minerais de barro, mudanças em saturações de fluidos, a geração de gotículas de emulsão estáveis, e a precipitação de escama orgânica ou inorgânica. Cada uma destas reações tem o potencial para reduzir a permeabilidade efetiva das formações que são entradas pelo furo de poço tanto para produção dos conteúdos de formação ou injeção de gás ou água.

[0006] A composição particular do fluido de perfuração pode impactar significativamente em sua habilidade para executar estas várias funções enquanto minimizando dano de formação. Ao mesmo tempo, condições de furo abaixo tais como mineralogia de furo de poço, temperatura e pressão, taxas e trajetória de perfuração, comprimento e volume de poço, etc., podem afetar efetividade de fluido. É claramente desejável usar um fluido de perfuração que seja adequado para dadas condições de furo abaixo e alcance uma e idealmente todas as funções anteriores.

[0007] Fluidos de perfuração são tipicamente composições baseadas em água ou óleo incluindo uma mistura de substâncias químicas projetadas para alcançar a gama de funções descrita acima. Fluidos de perfuração são discutidos por exemplo em Darley e Gray, "Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids", Publicação Profissional de Golfo, 5° ed., 1988. Fluidos podem ser formados, por exemplo, com certas viscosidades, densidades, propriedades de controle de perda de fluido e conteúdos químicos a fim de tentar prover o desempenho desejado. Porém, condições de poço e furo de poço mudam continuamente durante o desempenho de uma operação de furo de poço quando, por exemplo, progressos de perfuração e intervalos geológicos diferentes são entrados. Cortes e detritos da formação também podem ser misturados dentro e suspensos no fluido e recirculados de volta no furo de sondagem se eles não forem removidos efetivamente na superfície.

[0008] Fluidos de perfuração são misturas químicas complexas projetadas para alcançar uma variedade de tarefas e em uso seu desempenho pode piorar quando suas propriedades físico-químicas se alteram. Fluidos de perfuração em movimento experimentam desgaste mecânico pelo processo de perfuração e bombeamento que causa a degradação ou deterioração de componentes de fluido de perfuração. Também, a interação entre o fluido de perfuração e formação subterrânea causa a remoção ou degradação de componentes de fluido de perfuração pela formação devido a reações entre formação e fluido. Quando componentes desaparecem, degradam ou deterioram, eles não podem manter eficientemente as propriedades físico-químicas do fluido e ter que ser substituídos por componentes novos. Pressão e temperatura de furo de poço impactam no fluido como também na natureza da formação. Por conseguinte, as propriedades, por exemplo viscosidade, do fluido de perfuração podem mudar significativamente durante a operação de perfuração afetando seu desempenho subseqüente quando é recirculado de volta em um furo de poço.

[0009] Como resultado, pode ser difícil para operadores selecionarem um fluido de perfuração apropriado para uma operação e uma vez que um fluido particular seja escolhido por um operador, é incerto continuará sendo um fluido de perfuração apropriado uma vez sujeito ao ambiente de furo de poço. Como resultado, a produtividade da operação de perfuração pode ser afetada prejudicialmente. É assim convencional para amostras de retornar fluido de perfuração a ser levado e sujeito a uma bateria de testes para determinar valores para suas propriedades. Baseado nos resultados desses testes, o fluido de perfuração pode ser tratado, por exemplo pela adição de vários componentes, assim para trazer os valores destas propriedades físico-químicas de volta nas gamas apropriadas para reciclar furo abaixo.

[0010] Exemplos das propriedades físico-químicas que são atualmente medidas incluem: peso de lama, viscosidade, concentração de gel, conteúdo de água, conteúdo de óleo, relação de óleo/água, teor de sólidos, conteúdo de areia, conteúdo de barita, pH, capacidade de azul de metileno, alcalinidade de filtrado, alcalinidade de lama, conteúdo de sal, conteúdo de cloreto, conteúdo de potássio, conteúdo de cal, estabilidade de flexão de barita, etc. Algumas destas propriedades são invariantes em tempo; porém, outras são cinéticas visto que uma propriedade mensurável se desenvolve com o passar do tempo em uma amostra estática ou agitada. Assim por exemplo, fluido de perfuração em repouso desenvolve uma consistência como gel que é quebrada quando o fluido é agitado. Semelhantemente, fluido de perfuração velho tem uma tendência para "encurvar"; os sólidos de densidade alta tal como barita, adicionados para aumentar a pressão no local de perfuração, desenvolvem uma tendência indesejável para depositar.

[0011] Esta sujeição a uma bateria de testes e o ajuste manual subseqüente do fluido de perfuração é, porém, demorado e laborioso e não permite intervenção rápida se uma mudança súbita em propriedades ocorrer.

[0012] Nós achamos que este problema pode ser tratado monitorando propriedades físico-químicas do fluido de perfuração usando ressonância magnética nuclear (NMR), em particular NMR de campo baixo.

[0013] Vantajosamente, isto habilita as propriedades físico-químicas do fluido de perfuração serem monitoradas durante a fase de perfuração e se necessário para intervenção rápida ser executada para assegurar que as propriedades do fluido de perfuração sejam otimizadas.

[0014] NMR foi usada previamente em monitoração de líquidos furo abaixo entrando no furo de sondagem da matriz circunvizinha, isto é, durante uma fase de produção ou conclusão. Isto é, por exemplo, exposto em US2008/0035332, em que NMR é um dos métodos usados para fazer medições em fluidos de reservatório bombeados na linha de fluxo de uma ferramenta de amostragem de fluido. O uso de NMR, porém, não foi exposto previamente para monitoração on-line de fluidos de perfuração fora do furo durante uma fase de perfuração.

Sumário da Invenção

[0015] Assim visto de um aspecto, a invenção provê um método de determinar uma propriedade físico-química de um fluido de perfuração em um local de perfuração durante uma fase de perfuração, dito método incluindo detectar um sinal de ressonância magnética nuclear de fluido de perfuração fora do furo a dito local e calcular dele um valor indicativo de dita propriedade.

[0016] Visto de um aspecto adicional, a invenção provê um processo para controlar as propriedades físico-químicas de um fluido de perfuração incluindo determinar ditas dadas propriedades usando o método da invenção, comparar as propriedades determinadas com valores visados prefixados para ditas propriedades, e modificar o fluido de perfuração (por exemplo, adicionando material ao fluido de perfuração) para ajustar ditas propriedades para ditos valores visados.

[0017] Visto de um aspecto adicional, a invenção provê um aparelho para determinar propriedades de fluido de perfuração fora do furo, dito aparelho incluindo: um tubo de fluxo de fluido de perfuração, opcionalmente com válvula para parar fluxo de fluido por ela, as paredes de pelo menos uma porção de dito tubo sendo de um material não magnético; disposto a dita porção um aparelho de ressonância magnética nuclear; e um computador arranjado para receber sinais de dito aparelho indicativos de parâmetros de ressonância magnética nuclear de fluido em dito tubo e calcular deles valores para ditas propriedades de dito fluido.

[0018] Por não magnético neste contexto é significado não ferromagnético ou ferromagnético, por exemplo não de ferro ou ligas ferrosas.

[0019] Visto de um aspecto adicional, a invenção provê um reservatório de fluido de perfuração tendo montado nele um aparelho de ressonância magnética nuclear.

Descrição

[0020] Fluido de perfuração é chamado às vezes lama de perfuração. Fluidos de perfuração também são chamados às vezes na arte como sendo formador de gel. Como usado aqui, o termo fluido de perfuração abrange lamas de perfuração e fluidos de perfuração capazes de formar géis. O fluido de perfuração é preferivelmente usado para suspender e transportar detritos e/ou cortes produzido durante perfuração fora do furo de poço.

[0021] Em operações de perfuração preferidas, o fluido de perfuração provido ao furo de poço é recirculado, preferivelmente recirculado continuamente, durante a fase de perfuração. Assim preferivelmente, o fluido de perfuração é provido ao furo de poço, é produzido dele, opcionalmente purificado (por exemplo filtrado) e reintroduzido no furo de poço. Operações de perfuração baseadas em tais técnicas de recirculação são vantajosas como elas são eficientes em custo comparadas às técnicas usando só materiais frescos de fluidos de perfuração. A desvantagem típica de recircular fluido de perfuração é que suas propriedades podem mudar durante uso e não mais serem ideais para o propósito que é suposto servir. Uma vantagem principal da presente invenção é que ela permite às propriedades do fluido de perfuração serem monitoradas regularmente ou continuamente e se necessário ajustadas regularmente ou continuamente ou modificadas para assegurar que as características do fluido de perfuração sejam otimizadas até mesmo quando recirculado.

[0022] Uma característica importante da presente invenção é que uma propriedade físico-química é detectada e calculada em um local de perfuração durante uma fase de perfuração. Assim, pelo menos uma propriedade físico-química do fluido de perfuração é calculada enquanto a operação de perfuração está em andamento (isto é, perfuração não é parada). Preferivelmente portanto, as etapas de detectar um sinal de NMR do fluido de perfuração e o cálculo da propriedade de fluido disto é em tempo real. Isto está em contraste com métodos em que uma amostra de fluido de perfuração é levada e uma medição é levada a algum ponto em tempo posterior, por exemplo depois que o fluido foi transportado para um laboratório. A presente invenção, portanto, habilita intervenções rápidas para mudar ou modificar um fluido de perfuração ocorrerem.

[0023] Assim, em métodos e processos preferidos da presente invenção, as etapas de detectar um sinal de NMR de fluido de perfuração e calcular uma propriedade físico-química do fluido ocorre a intervalos, por exemplo intervalos regulares durante a fase de perfuração. O intervalo pode ser, por exemplo, 30 segundos-2 horas, preferivelmente 1 minuto-1,5 hora, mais preferivelmente 5 minutos-1 hora, ainda preferivelmente 10 minutos-45 minutos, mais preferivelmente 15 minutos-40 minutos ou aproximadamente 15-20 minutos dependendo, por exemplo, da propriedade sendo medida e da técnica de NMR e instalação sendo usada. Preferivelmente, porém, o intervalo é menos de 60 minutos, ainda mais preferivelmente menos de 45 minutos, por exemplo 10 a 30 minutos. Em métodos e processos da invenção em que determinar uma propriedade físico-química do fluido de perfuração inclui medir mais de uma propriedade do fluido, o intervalo entre medições das propriedades pode ser o mesmo ou diferente dependendo do equipamento, técnica e configuração sendo usada.

[0024] Particularmente, preferivelmente as etapas de detectar um sinal de NMR de fluido de perfuração e o cálculo de uma propriedade físico-química do fluido disto ocorre substancialmente continuamente (por exemplo, continuamente) durante a fase de perfuração. Para habilitar isto, as etapas são preferivelmente automatizadas.

[0025] Por fora do furo, é significado aqui que a monitoração é do fluido de perfuração antes de entrar no furo de sondagem, ou depois que deixou o furo de poço. Monitoração furo abaixo convencional com NMR é geralmente de fluidos entrando no furo de sondagem da formação circunvizinha, e qualquer fluido de perfuração que pode estar presente é essencialmente um contaminador. Em contraste, os métodos, processos e aparelho da presente invenção são projetados especificamente para determinar propriedades de fluido de perfuração fora do furo de poço. Assim, o fluido testado preferivelmente inclui pelo menos 95% de fluido de perfuração, mais preferivelmente pelo menos 99% de fluido de perfuração. Ainda mais preferivelmente, a amostra testada consiste em fluido de perfuração.

[0026] Na presente invenção, o sinal de NMR pode ser detectado de fluido de perfuração passando do furo de sondagem para o reservatório de fluido de perfuração, de fluido de perfuração no reservatório de fluido, ou de fluido de perfuração passando do reservatório de fluido para o furo de sondagem, ou em qualquer tal caso de uma amostra extraída de tal fluxo no reservatório. Preferivelmente, o sinal de NMR é detectado pelo menos de fluido de perfuração passando do reservatório de fluido para o furo de sondagem.

[0027] Igualmente, o sinal de NMR pode ser detectado para dois ou mais (por exemplo três) locais ao longo do caminho de fluxo fora do furo de furo de sondagem de volta para furo de sondagem e/ou a dois ou mais pontos em tempo para qualquer tal amostra. Preferivelmente, o sinal de NMR é detectado no reservatório de fluido de perfuração e no caminho de fluxo fora do furo do furo de sondagem para o reservatório fluido de perfuração e/ou no caminho do reservatório de fluido para o furo de sondagem. O anterior avalia o progresso de tratamento enquanto as medições de caminho de fluxo fora do furo avaliam o efeito da formação e operação de perfuração no fluido de perfuração e os resultados de modificações feitas ao fluido de perfuração no reservatório fluido, respectivamente.

[0028] Assim, locais convenientes para o detector de sinal de NMR estão sobre uma linha de fluxo para o fluido de perfuração, em uma linha de desvio (por exemplo em uma linha de desvio de amostragem e retorno de uma linha de fluxo para fluidos de perfuração), em uma linha de lado de amostragem (por exemplo de uma linha de fluxo para fluidos de perfuração), no reservatório de fluido de perfuração, e em uma posição adequada para receber uma amostra levada de uma linha de fluxo, linhas de desvio, linha lateral ou do reservatório. Preferivelmente, o detector de sinal de NMR está em uma linha de desvio ou uma linha de fluxo, especialmente uma linha de desvio, que facilita a medição de propriedades variantes em tempo e invariantes em tempo. Preferivelmente, o detector de sinal de NMR está em uma linha de fluxo ou linha de desvio para fluido de perfuração retornando do furo de sondagem para o reservatório de fluido de perfuração. Preferivelmente, o detector de sinal de NMR está em uma linha de fluxo ou linha de desvio para fluido de perfuração sendo bombeado do reservatório de fluido de perfuração no furo de sondagem.

[0029] O detector de sinal de NMR pode ser qualquer aparelho de NMR capaz de fazer o fluido de perfuração emitir um sinal de NMR detectável e capaz de detectar esse sinal. Em geral isto incluirá um ímã, um detector de radiofreqüência e um emissor de radiofreqüência. O aparelho também pode ser provido com bobinas de radiofreqüência que impõem gradientes de campo magnético espacialmente dependentes, estáticos ou pulsados em qualquer direção, intensidade, forma ou duração.

[0030] O ímã pode ter quaisquer dos formatos convencionais em aparelho de NMR e MRI, por exemplo cilíndrico oco ou aberto (por exemplo ferradura), e o campo magnético pode ser permanente ou pode ser criado por uma corrente elétrica, por exemplo em bobinas supercondutoras ou bobinas não supercondutoras. O uso de ímãs abertos é especialmente preferido como eles podem ser posicionados prontamente em locais desejados ao longo de uma linha ou canal para detectar sinais de fluido de perfuração dentro da linha ou canal e podem ser reposicionados sem necessidade para parar fluxo dentro da linha/canal e desmontar a linha/canal. O detector de sinal será tipicamente um gerador de imagem de ressonância magnética ou um aparelho de NMR capaz de detectar um sinal dependente de tempo de relaxamento ou um sinal dependente de radiofreqüência, tanto em uma dimensão espacial ou espacialmente solucionado (bi ou tridimensional), tal como um espectrômetro de NMR ou um gerador de imagem de ressonância magnética.

[0031] Os parâmetros de NMR que são medidos serão preferivelmente os tempos de relaxamento de giro de próton de hidrogênio (1H), isto é, T1, T2 e T2*, amplitudes/intensidades de sinal, e o coeficiente de difusão translacional (D), embora deslocamento químico e alargamento de pico também possam ser medidos. Preferivelmente, o parâmetro de NMR medido é um tempo de relaxamento de giro de próton de hidrogênio, especialmente T2. Preferivelmente, estes parâmetros são medidos usando medições de tempo de relaxamento de giro e/ou em medições de eco de giro de gradiente pulsado. Exemplos de métodos de medição de tempo de relaxamento de giro satisfatórios são dados em Coates G. R. Xiao L. e Prammer M. G. (1999), "NMR Logging-Principles and Applications”, Halliburton Energy Services Publication H02308, e exemplos de medições de eco de giro de gradiente pulsado satisfatórias são resumidos por Johns M. L. e Hollingworth K. G. (2007), "Characterization of Emulsion Systems", Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy, 50, páginas 51 -70.

[0032] O aparelho de NMR será instalado em configurações conhecidas ao homem qualificado dependendo, por exemplo, da técnica de medição de NMR sendo usada, do parâmetro de NMR sendo detectado e da propriedade de fluido de perfuração sendo calculada. O aparelho de NMR requererá compensação/sintonia e calibração freqüente. O homem qualificado pode executar compensação, sintonia e calibração como exigido.

[0033] Geralmente, calibração será executada em amostras de água, salmoura e/ou óleo. Estas amostras podem ser incluídas em um reservatório provido na instalação de instrumento. Uma rotina de calibração dedicada tipicamente será usada, como é o caso com aparelho de NMR convencional. Uma rotina de limpeza é preferivelmente corrida antes de qualquer calibração e entre medições.

[0034] Nos métodos e processos da invenção, o 1H de água é detectado preferivelmente. Onde o fluido de perfuração contém compostos importantes com picos de 1H-NMR característicos, por exemplo glicol, os tempos de relaxamento, intensidades, deslocamentos, etc., destes também podem ser medidos. Os sinais de NMR de núcleos mais "exóticos" que 1H também podem certamente ser medidos se isto for julgado ser desejável. Exemplos representativos de outros núcleos que podem ser detectados são 13C, 31P, 19F e 33S. Para algumas propriedades, por exemplo taxa de fluxo, pode ser desejável usar uma fonte de radiofreqüência pulsada e medir o sinal de decaimento de indução livre detectado integrado (isto é, a área de pico).

[0035] Na presente invenção, a propriedade físico-química do fluido de perfuração determinada pode ser qualquer propriedade física ou química do fluido. A propriedade pode ser uma propriedade invariante no tempo ou uma propriedade variante no tempo. Como usado aqui, uma propriedade invariante no tempo é uma propriedade que não varia com o passar do tempo. Estas propriedades portanto podem ser determinadas a qualquer dado momento e a medição é geralmente representativa da propriedade. Em contraste, uma propriedade variante no tempo é uma propriedade que varia com tempo. Propriedades variantes em tempo também podem ser descritas como propriedades cinéticas. Com propriedades variantes em tempo, é geralmente preferível fazer várias determinações da dada propriedade através de um período de tempo.

[0036] Preferivelmente, a propriedade físico-química determinada é selecionada do grupo consistindo em:
Viscosidade,
Densidade,
Propriedades de controle de perda de fluido;
Acidez;
Teor de H2S;
Teor de sólidos, por exemplo conteúdo de areia e/ou barita,
Intensidade de gel,
Tempo para desenvolver concentração de gel,
Tamanho de gotícula de emulsão,
Estabilidade de emulsão,
Processos de segregação de partícula e fluido (inclinação),
Relação de óleo:água,
Relação de óleo:salmoura,
Teor de óleo,
Teor de água,
Teor de salmoura,
Teor de gás dissolvido;
Teor de glicol.

[0037] Mais preferivelmente, a propriedade físico-química determinada é selecionada do grupo consistindo em:
Viscosidade,
Relação de óleo:água ou relação de óleo:salmoura,
Tamanho de gotícula de emulsão,
Tempo para desenvolver concentração de gel,
Processos de segregação de partícula e fluidos (inclinação),
Teor de gás dissolvido.

[0038] Preferivelmente, a propriedade físico-química determinada é selecionada do grupo consistindo em conteúdo de óleo, estabilidade de emulsão, tamanho de gotícula de emulsão, segregação de partícula e fluidos, especialmente inclinação, e conteúdo de gás dissolvido.

[0039] A tabela abaixo mostra quais propriedades são consideradas aqui serem variantes em tempo e invariantes em tempo.

[0040] Onde uma propriedade variante no tempo do fluido de perfuração, por exemplo formação de gel ou segregação (por exemplo inclinação), é para ser medida, isto pode ser feito em uma amostra não corrente, por exemplo uma amostra levada do fluxo de fluido de perfuração ou mais preferivelmente uma amostra em uma linha de fluxo de desvio na qual fluxo foi parado. Alternativamente, o fluxo pode ser permitido continuar, mas a linha de fluxo pode ser formada para fazer o fluido de perfuração se tornar não uniforme, por exemplo o fluido pode ser sujeito à gravidade ou uma força centrífuga perpendicular à direção de fluxo global, por exemplo sendo dado um movimento rotativo no plano perpendicular a essa direção. Onde isto é feito, a porção radialmente exterior do fluido ficará mais densa do que a porção radialmente interna. A diferença nos sinais de NMR de porções externas e internas assim pode ser correlatada à inclinação do fluido. Tais sinais diferentes podem ser registrados separando porções internas e externas, por exemplo usando um ciclone com uma saída axial e uma saída periférica, ou colocando o aparelho de NMR em qualquer lado da linha de fluxo, por exemplo dentro e fora de uma seção helicoidal da linha de fluxo. Em ambos os casos, o fluxo não precisa ser parado.

[0041] Na presente invenção, pelo menos uma propriedade físico-química do fluido de perfuração é determinada. Preferivelmente, duas ou mais, por exemplo 3, 4, 5 ou 6 propriedades físico-químicas do fluido de perfuração são determinadas durante uma operação.

[0042] Correlação entre as medições de NMR e as propriedades do fluido de perfuração (por exemplo viscosidade, de teor de sólidos/finos de perfuração, concentração de gel, tempo para desenvolver concentração de gel, tamanho de gotícula de emulsão, estabilidade de emulsão, inclinação, relação de óleo:água (ou óleo ou água ou conteúdo de salmoura), gás dissolvido, conteúdo de glicol (ou outro componente dissolvido), etc.) pode ser alcançado prontamente através de comparação com padrões, isto é, amostras tendo uma gama de valores destas propriedades como medidas por outros meios. Assim, por exemplo, inclinação correlata bem com amplitude de sinal de próton.

[0043] No entanto será particularmente eficiente medir os parâmetros de NMR para uma grande gama de padrões e então, usar análise multivariada, para gerar uma matriz de predição que, quando aplicada aos parâmetros de NMR medidos para a amostra "desconhecida", ela mesma gera valores para os parâmetros desejados da amostra desconhecida.

[0044] Tais valores gerados podem certamente ser quantitativos, semi-quantitativos, ou qualitativos, por exemplo para temperatura: 72°C; entre 70 e 75°C; abaixo de 100° C; "quente demais"; ou "satisfatória".

[0045] Para diferenciar entre propriedades de fluido de perfuração diferentes, o método de medição de NMR e/ou os valores de dados medidos podem ser manipulados para extrair a correlação correta. Em outras palavras, técnicas de medição de NMR diferentes podem ser usadas para medir um parâmetro de NMR em mais de um modo. Assim por exemplo, técnicas de medição de T1 ou T2 diferentes podem ser usadas (por exemplo T2 - decaimento de indução livre e seqüência de eco de giro CPMG (Carr, Purcell, Melboom, Gill)). Medindo T2 através de técnicas diferentes, mais de uma propriedade de fluido de perfuração (por exemplo duas) podem ser correlatadas com os dados. Além disso, manipulando os dados de T2 de modos diferentes, propriedades de fluido de perfuração ainda adicionais podem ser extraídas. Assim, por exemplo, T2 pode ser determinado por um decaimento de indução livre e os valores de T2 correlatados com conteúdo de óleo e a amplitude de sinal correlatada com inclinação.

[0046] Alternativamente, ou adicionalmente, parâmetros de instalação diferentes, tais como magnetização, espaçamento de eco ou direção de gradiente de pulso, forma e intensidade podem ser usados. Em outras palavras, a configuração do aparelho de NMR pode ser variada. Isto também habilita o mesmo parâmetro de NMR ser correlatado com mais de uma propriedade de fluido de perfuração. Assim com sinais medidos por duas ou mais técnicas de medição de NMR e/ou configurações de instalação diferentes, algoritmos de avaliação então podem ser usados para calcular o valor da propriedade de fluido de perfuração desejada.

[0047] Quando operadores estão decidindo inicialmente qual fluido de perfuração usar em uma fase de perfuração particular, eles tipicamente terão uma especificação de fluido "ideal" em mente. Assim, para cada característica de fluido de perfuração (por exemplo viscosidade, densidade, acidez, etc.) existirá um valor prefixado ou gama dentro da qual eles gostariam que propriedade do fluido caia. Operadores podem desenvolver esta especificação, por exemplo, como resultado de experiência anterior de executar a operação de perfuração, ou operações semelhantes, ou derivá-la de prova de laboratório.

[0048] Uma especificação de exemplo para um fluido de perfuração baseado em água poderia ser:
Viscosidade: Tensão de cisalhamento 355-444 N/9,2 m2 a 1021 s-1
Densidade: 1450 kg/m3
Relação de óleo/água: 78/22-82/18
Estabilidade de emulsão: > 500 mV
Distribuição de tamanho de partícula: d90 280-350 μm
Teor de sólidos: 20-25 % por volume.

[0049] Assim, métodos e processos preferidos da invenção ainda incluem a etapa de comparar a propriedade físico-química determinada com um valor ou gama prefixada para dita propriedade. Tipicamente propriedades de fluido em uma especificação são especificadas a condições padrão, por exemplo temperatura ambiente, tal como 20°C, e pressão. As condições padrão podem variar entre propriedades de fluido diferentes. Conseqüentemente, em alguns casos as condições sob as quais a detecção de NMR acontece podem precisar ser levadas em conta ao comparar a propriedade determinada com o valor ou gama. Isto é geralmente direto e pode, por exemplo, ser alcançado aplicando um fator levando em conta, por exemplo a temperatura e pressão às quais a medição é feita.

[0050] Assim, uma vez que uma propriedade físico-química do fluido de perfuração seja medida durante a fase de perfuração, ela é comparada contra o valor ou gama prefixada. Esta etapa de avaliação pode ser executada pelo equipamento usado para executar a medição. Mais preferivelmente, a etapa de avaliação pode ser executada por um computador arranjado para receber sinais (isto é, dados) do aparelho de NMR. Em casos onde a avaliação é que a propriedade de fluido de perfuração cai dentro do valor ou gama prefixada, não há nenhuma necessidade para modificar o fluido de perfuração provido ao furo de poço. Por outro lado, quando a avaliação é que o fluido de perfuração não cai dentro do valor ou gama prefixada, o fluido de perfuração é preferivelmente modificado. Preferivelmente, a modificação ajusta a propriedade ao valor visado. Preferivelmente, o fluido modificado tem propriedades de fluido dentro do valor ou gama prefixada.

[0051] Em métodos e processos preferidos da invenção, a etapa de modificar o fluido de perfuração é executada durante a fase de perfuração. Isto é altamente vantajoso como significa que o fluido de perfuração provido ao furo de poço é otimizado (isto é, está dentro de valores prefixados) ao longo da fase de perfuração indiferente de, por exemplo, mudanças no poço ou condições de furo de poço e da presença de cortes no fluido. Isto habilita intervenção rápida para contrariar, por exemplo, os efeitos de reações químicas entre o fluido de perfuração e a formação e perda de fluido ou componentes do fluido para a formação.

[0052] Usando os métodos e processos da invenção, especialmente continuamente ou periodicamente e especialmente preferivelmente em um modo automatizado, anormalidades no fluido de perfuração podem ser coletadas e compensadas rapidamente. Tal compensação pode ser ela mesma automatizada. Em métodos particularmente preferidos da presente invenção, as etapas de detectar, calcular, comparar e modificar são todas automatizadas.

[0053] Assim, em métodos e processos particularmente preferidos da invenção, a etapa de modificar é executada a intervalos (por exemplo regulares) entre 5 minutos-1 hora, por exemplo intervalos entre 10 minutos-30 minutos durante o desempenho da fase de perfuração. Ainda mais preferivelmente, a etapa de modificar é executada substancialmente continuamente. Isto pode ser alcançado, por exemplo, quando a etapa de modificar o fluido de perfuração é automatizada.

[0054] Um método preferido, por exemplo um método automatizado, da presente invenção portanto inclui as etapas de: detectar um sinal de ressonância magnética nuclear de fluido de perfuração fora do furo em dito local; calcular disso um valor indicativo de dita propriedade; comparar a propriedade determinada com um valor prefixado para dita propriedade; e opcionalmente modificar o fluido de perfuração provido durante a fase de perfuração.

[0055] A etapa de modificar o fluido de perfuração provido ao furo de poço em resposta à propriedade calculada pode, por exemplo, envolver alterar as proporções dos componentes do fluido de perfuração, adicionar um ou mais componentes adicionais ao fluido ou remover (por exemplo parar a provisão de um ou mais componentes). Preferivelmente, a resposta é alteração das proporções dos componentes do fluido. No processo da invenção, os materiais adicionados ou alterados serão tipicamente componentes de fluido de perfuração, por exemplo água, óleo, emulsificadores, ajustadores de pH, agentes de ponderação, etc.

[0056] Exemplos representativos de modificações que podem ser feitas em resposta às várias propriedades calculadas são listados abaixo:

[0057] Viscosidade é baixa demais: Quantidade de mineral de barro aumentada ou mineral de barro adicionado

[0058] Densidade é baixa demais: Quantidade de agente de ponderação aumentada ou o agente de ponderação adicionado

[0059] Acidez (pH) é alta demais: Quantidade de ácido (por exemplo ácido cítrico) aumentada e/ou quantidade de álcali diminuída

[0060] Relação de óleo/água é alta demais: Teor de água (salmoura) é aumentada

[0061] Estabilidade de emulsão é baixa demais: Emulsificador, energia de cisalhamento ou sólidos específicos por exemplo minerais de barro, são adicionados.

[0062] Em métodos preferidos da invenção, um modelo de mistura de fluido é usado para determinar a alteração necessária para modificar as propriedades de fluido de perfuração. Modelos de mistura de fluido preferidos são portanto capazes de calcular a mudança de composição necessária para causar a mudança necessária em uma propriedade de fluido, por exemplo viscosidade e densidade. Os modelos de mistura de fluido podem ser preparados na base de testes executados no laboratório e/ou trabalho anterior executado na formação. O homem qualificado na arte pode gerar prontamente algoritmos satisfatórios para funcionar como o modelo. Modelos multivariados são preferidos desde que eles habilitam a otimização simultânea de várias características de fluido.

[0063] O modelo de mistura provê um "mapa de sensibilidade" de como mudanças químicas para fluidos de perfuração de tipos e composições diferentes controlam as propriedades de fluido. Em particular, o modelo pode incorporar ligações na forma de correlações específicas que descrevem o efeito de um aditivo químico sobre uma característica do fluido. Por exemplo, um polímero tal como um polímero de 'xanthan' pode ser correlatado à viscosidade de uma lama baseada em água. Em um tal exemplo, a adição de polímero de 'xanthan' pode ter o efeito seguinte sobre leituras de viscosímetro de 3 rpm e 600 de rpm no fluido: adição de 1 kg/m3 aumenta 3 rpm por 1 e 600 rpm por 8. Esta relação pode ser tabulada e programada para formar um "aumento de viscosidade" ou correlação de "alteração de viscosidade" no modelo de mistura.

[0064] Para prover um exemplo adicional, uma correlação entre a adição de um polímero e a propriedade de fluido de controle de perda fluido pode ser especificada no modelo de mistura. Supondo que uma medição de propriedade de fluido para perda de fluido é 8 ml, então adição de 3 kg/m3 de PAC ELV pode reduzir perda de fluido por metade (isto é, adição de 3 kg/m3 dá perda de fluido de 4 ml, adição de 6 kg/m3 dá perda de fluido de 2 ml). Esta relação entre quantidade de aditivo de PAC ELV e redução de perda de fluido pode ser semelhantemente tabulada e programada no modelo de mistura de forma que o fluido possa ser modificado pela adição apropriada de polímero para trazê-lo dentro da especificação exigida.

[0065] Por conseguinte, ao ser apresentado com as medições de fluido de perfuração, o modelo de mistura pode determinar quais aditivos exigem ser adicionados, em qual quantidade e sob quais condições a fim de modificar o fluido de perfuração tal que seja trazido dentro da especificação. Estes aditivos incluem ambos materiais sólidos tais como materiais de ponderação, por exemplo em forma de pó, e substâncias químicas fluidas. Uma vez que isto seja determinado, um sinal de controle correspondente é enviado para válvulas de fluxo em uma linha de injeção os abri-las como exigido e adicionar um aditivo ao fluido no reservatório de fluido de perfuração. As válvulas de fluxo são controláveis e ajustáveis remotamente de forma que aditivos possam ser adicionados a uma certa taxa de fluxo.

[0066] Em outras modalidades, uma pré-mistura pode ser usado e adicionado ao fluido de perfuração a fim de modificá-lo e trazê-lo dentro da especificação. Tal pré-mistura é uma mistura fluida com substâncias químicas constituintes presentes em proporções predeterminadas. É um aditivo "feito pronto" que pode ter sido testado e é conhecido prover um efeito particular sobre um fluido de perfuração. Em modalidades típicas, o pré-mistura consiste em uma mistura fluida das substâncias químicas presentes normalmente em um fluido de perfuração, mas sem materiais de ponderação tal como barita. A viscosidade do pré-mistura pode ser mais alta do que a especificação de fluido de perfuração ou pode ser mais baixa, por exemplo para aumentar ou diminuir a viscosidade do fluido de broca. Deste modo, o pré-mistura pode ser aplicado conforme o modelo de mistura para controlar propriedades tais como viscosidade e densidade do fluido de perfuração, e ao mesmo tempo controlar a composição química. Controle de viscosidade pode ser por exemplo executado adicionando uma quantidade satisfatória de pré-mistura tanto de viscosidade alta ou baixa de um tanque de armazenamento. Controle de densidade pode ser executado usando uma pré-mistura particular em combinação com adição de material de ponderação seco tal como barita ao fluido. Tipos diferentes de premixes podem ser usados, que podem ser preparados longe do sistema de manipulação de fluido e transportados à instalação de processamento como exigido.

[0067] Os métodos e processos da presente invenção portanto asseguram que os fluidos de perfuração providos ao furo de poço sejam otimizados para uma proporção significante do tempo que a fase de perfuração corre. Em métodos particularmente preferidos em que as etapas são automatizadas, o fluido pode ser otimizado para a totalidade da fase de perfuração. Isto assegura que cortes sejam removidos eficientemente tal que o furo de poço seja limpo, o furo de poço seja estável, o furo de poço seja perfurado eficientemente e ao mesmo tempo a formação não seja danificada. A duração de uma operação de furo de poço típica pode ser 12 horas-7 dias, por exemplo 24 horas-5 dias.

[0068] O aparelho de NMR usado na presente invenção pode ser qualquer aparelho convencional; porém, onde é para ser imergido no fluido de perfuração, e sua fonte de energia, ele deveria ser provido com uma cobertura impermeável a fluido. Tipicamente, intensidade de ímã estará na gama 1 a 100 MHz, preferivelmente 2 a 20 MHz. (Para aparelho de NMR para 1H-NMR, a intensidade de campo é especificada geralmente em termos da radiofreqüência aplicada desde que a freqüência de sinal de próton é diretamente proporcional à intensidade de campo aplicada. Para MRI por contraste, a intensidade campo é dada normalmente em unidades de intensidade de campo atual, por exemplo Gauss ou Tesla).

[0069] O aparelho da presente invenção preferivelmente inclui um tubo de fluxo. Este pode ser a linha de fluxo principal (isto é, a linha por qual o fluido de perfuração passa durante circulação), uma linha de desvio ou uma linha lateral. Tipicamente esta será uma linha de desvio, embora possa ser a linha de fluxo principal. Além disso, como indicado anteriormente, a medição pode acontecer no próprio reservatório, em qual caso nenhum tubo para o fluido de perfuração é precisado. Não obstante, pode ser apropriado colocar um tubo vertical terminado aberto pelo ímã (preferivelmente um ímã cilíndrico) no reservatório caem para criar uma amostra essencialmente estática para permitir propriedades variantes em tempo tais como inclinação formação de gel serem medidas. Além disso, onde o aparelho de NMR está no reservatório pode ser movido entre posições diferentes, geralmente separado verticalmente, para verificar por não uniformidades de fluido de perfuração, por exemplo para prover uma medição de inclinação. A seção do linha de fluxo ou tubo ao qual medição de NMR é efetuada deveria ser de um material não magnético, por exemplo um metal não magnético (tal como alumínio), vidro, cerâmica ou plástico.

[0070] No aparelho da invenção, o tubo de fluxo é convenientemente montável como parte de, ou mais preferivelmente, como uma linha lateral a um dos tubos de fluxo conectando o reservatório de fluido de perfuração e a cadeia de broca ou o local de descarga de fluido de perfuração no topo do furo de sondagem. Para este fim, tem preferivelmente flanges para tal fixação. Em contraste, ferramentas com aparelho de NMR para monitoração de furo abaixo de líquidos da formação tenderão a ser terminadas abertas e assim não serão providas com tais flanges para criar um canal de fluxo fechado mais longo.

[0071] O computador no aparelho da invenção pode ser alojado dentro do aparelho de NMR. O computador pode alternativamente estar em uma sala de controle no local de perfuração ou até mesmo remoto disto e em todo caso é arranjado preferivelmente para comunicar seus valores calculados para uma sala de controle. Os valores calculados podem, como indicado anteriormente, ser quantitativos, semi-quantitativos ou qualitativos. Preferivelmente, o computador também executa a etapa de comparar a propriedade determinada ao valor ou gama prefixada como descrito acima.

[0072] O aparelho da invenção pode ser provido com dois ou mais aparelhos de NMR arranjados nos mesmos ou locais diferentes ao longo da linha de fluxo. O aparelho de NMR pode opcionalmente ser móvel entre locais diferentes a ou ao longo da linha de fluxo.

[0073] O aparelho da invenção pode se desejado incluir ainda instrumentos de medição arranjados para medir propriedades do fluido de perfuração no tubo de fluxo, por exemplo sensores de temperatura, sensores de pH, absorbância de luz, sensores de transmissão ou espalhamento, sensores de massa (isto é, sensores de densidade), etc. Novamente, estes são arranjados preferivelmente para comunicar valores detectados ao computador.

[0074] O aparelho da invenção pode se desejado também incluir o reservatório de fluido de perfuração e as linhas de fluxo de fluido de perfuração de reservatório para cabeça de poço e cabeça de poço para reservatório. O tubo de fluxo no aparelho é preferivelmente uma parte de uma linha de desvio ou de uma destas linhas de fluxo.

[0075] Como mencionado anteriormente, em um formato alternativo, o aparelho de NMR pode ser montado no reservatório de fluido de perfuração. No reservatório da invenção, o aparelho de NMR é preferivelmente móvel, especialmente verticalmente, e desejavelmente é provido com um cilindro oco vertical terminado aberto, de um material não magnético, atravessando o ímã e no qual fluido de perfuração pode entrar. O cilindro está preferivelmente montado de forma que o aparelho de NMR possa ser movido entre locais separados verticalmente no cilindro. O aparelho de NMR é arranjado preferivelmente para se comunicar com um computador como descrito anteriormente para o aparelho da invenção.

[0076] O aparelho da invenção pode ainda incluir um aparelho de manipulação de fluido. O aparelho de manipulação de fluido inclui preferivelmente meio de misturar o fluido de perfuração, linhas de alimentação conectadas a materiais de componentes de fluido e opcionalmente um tanque de contenção ou mistura. Quando o aparelho de manipulação de fluido inclui um tanque de mistura, ele está preferivelmente conectado fluidicamente ao reservatório de fluido de perfuração. Se o aparelho de manipulação de fluido não incluir um tanque de mistura, as linhas de alimentação são preferivelmente conectadas fluidicamente ao reservatório de fluido de perfuração. O meio de mistura pode estar presente no tanque de mistura e/ou no reservatório de fluido de perfuração. O aparelho de manipulação de fluido preferivelmente também inclui aparelho de filtragem, por exemplo, agitadores.

[0077] Modalidades da invenção serão descritas agora ainda com referência aos seguintes Exemplos não limitantes e aos desenhos acompanhantes, em que:

[0078] Figura 1 é um desenho esquemático de uma cabeça de poço equipada com o aparelho da invenção;

[0079] Figuras 2 a 5 são desenhos esquemáticos de quatro modalidades do aparelho da invenção;

[0080] Figura 6 é um desenho esquemático de um reservatório de acordo com a invenção;

[0081] Figura 7 é um gráfico mostrando dependência de T2 sobre conteúdo de óleo de fluidos de perfuração frescos e velhos;

[0082] Figura 8 é um gráfico mostrando a dependência de amplitude de sinal de NMR e tempo de relaxamento T2 antes e depois de depleção de um aditivo de perda de fluido em um fluido de perfuração baseado em água; e

[0083] Figura 9 é um gráfico mostrando intensidade de sinal de NMR resolvida localmente ao longo da altura de duas amostras de fluido, uma que é sensível à inclinação e uma que é menos sensível à inclinação.

[0084] Se referindo à Figura 1, é mostrada uma cabeça de poço 1 tendo uma cadeia de broca 2, acionada por unidade de potência 3, se estendendo abaixo de furo de sondagem 4. Fluido de perfuração 5 é bombeado através de bomba 6 de reservatório 7 abaixo de linha de fluxo 8 para a cadeia de broca. Fluido de perfuração da extremidade distal de furo de sondagem 4 é retornado para reservatório 7 por linha de fluxo 9. Fluido de perfuração fluindo por linha de fluxo 8 é analisado por um aparelho 10 de acordo com a invenção, os sinais de qual são passados a computador 11. Onde as propriedades físico-químicas medidas do fluido de perfuração são achadas estarem fora da gama visada prefixada, o computador 11 ativa a bomba 12 para transferir uma quantidade apropriada de um componente de fluido de perfuração apropriado de tanque de armazenamento 13 em reservatório 7.

[0085] Se referindo à Figura 2, é mostrada uma linha de fluxo de fluido de perfuração 14, uma seção 15 de qual é de material não magnético. Sobre a seção 15 está disposto um aparelho de NMR 17, com um ímã cilíndrico, que está conectado a computador remoto 11.

[0086] Se referindo à Figura 3, é mostrada uma linha de fluxo de fluido de perfuração 14 tendo uma linha de desvio 18 provida com válvulas 19 e seção de material não magnético vertical 16. A duas posições ao longo de seção 16 estão dispostos dois aparelhos de NMR 20 e 21, por exemplo com ímãs de ferradura. Os aparelhos de NMR estão conectados a computador remoto 11.

[0087] Se referindo à Figura 4, é mostrada uma linha de fluxo de fluido de perfuração 14 tendo uma linha de desvio 22. Em linha 22 está disposto um ciclone 23 com duas saídas 24, 25, uma axial e a outra periférica. As linhas de desvio destas saídas cada uma tem uma seção de material não magnético 16 sobre cada uma de qual está disposto um aparelho de NMR 26, 27. Os aparelhos de NMR estão conectados a um computador remoto 11.

[0088] Se referindo à Figura 5, é mostrada uma linha de fluxo de fluido de perfuração 14 tendo uma linha de desvio 28 tendo uma seção de material não magnético helicoidal 29. Na extremidade a jusante de seção 29, um aparelho de NMR de ferradura 30 está disposto adjacente à seção dentro da hélice e um segundo aparelho de NMR de ferradura 31 está disposto adjacente à seção, mas fora da hélice.

[0089] Se referindo à Figura 6, é mostrado um reservatório de fluido de perfuração 32 contendo fluido de perfuração 33. Dentro do fluido, um aparelho de NMR de ímã cilíndrico 34 está preso a um apoio vertical 35 com um acionador 36 para acionar o aparelho acima ou abaixo do apoio. O ímã de cilindro do aparelho é aberto para permitir fluido de perfuração na cavidade de ímã. Um tubo terminado aberto 37 de material não magnético, fixo relativo a apoio 35, mas removível se desejado, está disposto pela cavidade de ímã. O aparelho de NMR está conectado a um computador remoto 11.

[0090] Exemplo 1

[0091] Características de NMR de Fluidos de Perfuração

[0092] Dois fluidos de perfuração baseados em óleo, um fresco e o outro velho, tinham seus conteúdos de óleo diluídos de 85 a 80%, 75% e 70% (em cada caso % é % de peso relativo a água total e conteúdo de óleo).

[0093] Usando um aparelho de NMR de 2 MHz, o valor médio para tempo de relaxamento de próton T2 era medido. Especificações do sistema do espectrômetro eram como segue:
Freqüência de espectrômetro: 2,12 MHz
Comprimento de pulso de 90°: 15,45 μs
Comprimento de pulso de 180°: 30,9 μs

[0094] Medições de NMR eram executadas usando um espectrômetro de NMR de topo Ultra-bench MARAN. As amostras (20 ml) eram colocadas em tubos e aquecidas controlavelmente a 35°C em um forno. Medições de relaxamento de T2 eram executadas usando uma seqüência pulsada de CPMG. Os parâmetros de aplicação para a experiência são mostrados abaixo.
Seqüência de pulso: CPMG
Número de varreduras: 24
Atraso de relaxamento: 10 s
Número de ecos: 5120
Espaçamento inter-eco de 90-180°: 700 μs

[0095] Os resultados, mostrados na Figura 7 demonstram que T2 correlata bem com conteúdo de óleo.

[0096] Exemplo 2

[0097] Características de NMR de Fluidos de Perfuração

[0098] Para simular a depleção de agente de controle de perda de fluido, duas amostras de fluido de perfuração baseadas em água eram analisadas usando NMR, uma amostra tinha um agente de controle de perda de fluido adicionado enquanto a outra não tinha. Usando um aparelho de NMR de 10 MHz, o tempo de relaxamento de próton T2 era medido e o decaimento de sinal era convertido por um computador a uma distribuição de tempo de relaxamento de T2. O deslocamento em distribuição de tempo de relaxamento para as amostras de fluido com e sem o aditivo de perda de fluido quantifica o efeito da depleção do aditivo de perda de fluido sobre tempo de relaxamento médio T2 e a forma das distribuições. Os resultados são mostrados na Figura 8.

[0099] Exemplo 3

[00100] Características de NMR de Fluidos de Perfuração

[00101] Duas amostras de fluido de perfuração baseadas em óleo com sensibilidade diferente para inclinação do material de ponderação eram analisadas por NMR usando um experiência de perfil 1D. Amostras (20 ml) eram envelhecidas estaticamente em um forno a uma temperatura de 65°C durante 5 dias. Depois de envelhecimento, as amostras eram recondicionadas a 35°C antes que elas fossem introduzidas no aparelho de NMR.

[00102] Usando um aparelho de NMR de 2 MHz (com a especificação do sistema como descrito 1 por exemplo) com uma bobina de gradiente, a amplitude de sinal solucionada localmente do tempo de relaxamento de próton T2 era registrada ao longo da altura de amostra.

[00103] Uma seqüência de pulso de PERFIL era usada. Os parâmetros de aplicação são listados abaixo:
Número de varreduras: 12
Atraso de relaxamento: 10 s
Comprimento de pulso de pré-gradiente: 100 μs
Comprimento de pulso de gradiente: 2000 μs
Comprimento de sedimento de pré-aquisição: 1000 μs
Espaçamento inter-eco de 90-180°: 4000 μs
Amplitude de gradiente: 300

[00104] A amostra que é mais estável a inclinação e a amostra que é mais sensível a inclinação podem ser distinguidas claramente como pode ser visto da Figura 9.

Claims

Método para determinar uma propriedade físico-química de um fluido de perfuração em um local de perfuração durante uma fase de perfuração, caracterizado pelo fato de que compreende detectar um sinal de ressonância magnética nuclear a partir de fluido de perfuração fora do furo de sondagem no dito local e calcular disto um valor indicativo de dita propriedade.
Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que dito fluido de perfuração é recirculado durante dita fase de perfuração.
Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que dito sinal de ressonância magnética nuclear é detectado a partir de fluido de perfuração passando do furo de sondagem para o reservatório de fluido de perfuração, de fluido de perfuração no reservatório de fluido de perfuração, de fluido de perfuração passando do reservatório de fluido de perfuração para o furo de sondagem, ou de uma amostra extraída de dito fluido passante ou do reservatório de fluido de perfuração.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que dito sinal de ressonância magnética nuclear detectado é um tempo de relaxamento de giro de próton de hidrogênio (1H), uma amplitude ou intensidade de sinal, um coeficiente de difusão translacional, um deslocamento químico ou um alargamento de pico.
Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que dito sinal de ressonância magnética nuclear detectado é um tempo de relaxamento de giro de próton de hidrogênio (1H).
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a etapa de detectar um sinal de ressonância magnética nuclear é executada em intervalos regulares durante a fase de perfuração.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que dita propriedade de fluido de perfuração é invariante no tempo.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que dita propriedade de fluido de perfuração é variante no tempo.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que dita de propriedade de fluido de perfuração é selecionada do grupo consistindo em:
Viscosidade,
Densidade,
Propriedades de controle de perda de fluido;
Acidez;
Teor de H2S;
Teor de sólidos, por exemplo teor de areia e/ou barita,
concentração de gel,
Tempo para desenvolver concentração de gel,
Tamanho de gotícula de emulsão,
Estabilidade de emulsão,
Processos de segregação de partícula e fluido (inclinação),
Relação de óleo:água,
Relação de óleo:salmoura,
Teor de óleo,
Teor de água,
Teor de salmoura,
Teor de gás dissolvido;
Teor de glicol.
Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a propriedade de fluido de perfuração é selecionada do grupo consistindo de:
Relação de óleo: água ou relação de óleo: salmoura,
Tamanho de gotícula de emulsão,
Tempo para desenvolver concentração de gel,
Processos de segregação de partícula e fluidos (inclinação),
Teor de gás dissolvido.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que dito sinal de ressonância magnética nuclear é detectado por pelo menos duas técnicas de medição de NMR.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a etapa de calcular um valor indicativo de dita propriedade inclui comparar o sinal de ressonância magnética nuclear medido a um sinal obtido de padrões.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que ainda incluindo a etapa de comparar a propriedade determinada com um valor ou gama prefixada para dita propriedade.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que ainda incluindo a etapa de modificar o fluido de perfuração.
Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a etapa de modificar o fluido de perfuração é executada durante a fase de perfuração.
Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de:
detectar um sinal de ressonância magnética nuclear de fluido de perfuração fora do furo de sondagem no dito local;
calcular disto um valor indicativo de dita propriedade;
comparar a propriedade determinada com um valor ou gama prefixada para dita propriedade; e
opcionalmente modificar o fluido de perfuração provido durante a fase de perfuração.
Processo para controlar as propriedades físico-químicas de um fluido de perfuração compreendendo determinar ditas propriedades usando o método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que compara as propriedades determinadas com valores visados prefixados para ditas propriedades, e modificar o fluido de perfuração para ajustar ditas propriedades para ditos valores visados.
Método ou processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizados pelo fato de que são automatizados.
Aparelho para determinar propriedades de fluido de perfuração fora do furo de sondagem, caracterizado pelo fato de que dito aparelho compreende: um tubo de fluxo de fluido de perfuração, opcionalmente com válvula para parar fluxo de fluido por ele, montado como parte de, ou como uma linha lateral a, uma das linhas de fluxo que transportam o dito fluido, as paredes de pelo menos uma porção de dito tubo sendo de um material não magnético; disposto á dita porção um aparelho de ressonância magnética nuclear; e um computador arranjado para receber sinais de dito aparelho indicativos de parâmetros de ressonância magnética nuclear de fluido em dito tubo e calcular disto valores para ditas propriedades de dito fluido.
Aparelho de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o dito tubo de fluxo de fluido de perfuração é montado como parte de, ou como uma linha lateral a, um dos tubos de fluxo que conectam o reservatório de fluido de perfuração e a coluna de perfuração ou o local de descarga de fluido de perfuração.
Aparelho de acordo com a reivindicação 19 ou 20, caracterizado pelo fato de que dito tubo de fluxo é formado para impor uma força centrífuga sobre fluido fluindo através dele e em que dito aparelho de ressonância magnética nuclear está disposto ou disponível para detectar sinais ponderados por componentes relativamente densos ou relativamente menos densos em dito fluido.
Aparelho de acordo com reivindicação 19 ou 20, caracterizado pelo fato de que dito tubo de fluxo inclui uma seção helicoidal e em que um primeiro aparelho de ressonância magnética nuclear está disposto dentro da cavidade central de dita seção helicoidal e um segundo aparelho de ressonância magnética nuclear está disposto externamente de dita seção helicoidal.
Aparelho de acordo com reivindicação 19 ou 20, caracterizado pelo fato de que dito tubo de fluxo inclui uma seção de separação ciclônica tendo um primeiro cano de descarga de componente denso e um segundo cano de descarga de componente menos denso, e em que dito aparelho de ressonância magnética nuclear está disposto ou disponível para gravar sinais separadamente de dito primeiro e segundo canos.
Aparelho de acordo com reivindicação 19 ou 20, caracterizado pelo fato de que dito tubo de fluxo é provido com uma válvula operável para parar fluxo de fluido através dele e em que dito aparelho de ressonância magnética nuclear é deslocável verticalmente relativo a dito tubo de fluxo.
Reservatório de fluido de perfuração caracterizado pelo fato de ter montado no mesmo um aparelho de ressonância magnética nuclear.